Автор: Акульшин А.И. Бойко В.С. Зарубин Ю.А. Дорошенко В.М.
Теги: разработка месторождений отдельных видов полезных ископаемых нефть бурение скважин газ месторождения издательство недра учебник для техникумов среднетехническое образование
ISBN: 5—247—01400—6
Год: 1989
Текст
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
СРЕДНЕТЕХНИЧЕСКОЕ ОБРАЗОВАНИЕ
эн
ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
Допущено Управлением кадров и учебных заведений
Министерства нефтяной промышленности СССР
в качестве учебника для техникумов
ББК 33.36 (
Э 11
УДК (622.276.5 + 622.279.5) (075)
Авторы:
А. И. Акульшин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин, В. М. Дорошенко
Рецензенты: А. М. Галустов, Б. В. Покрепин
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб, для
Э 11 техникумов/А. И. Акульшин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин,
В. М. Дорошенко. — М..: Недра, 1989. — 480 с.: ил.
ISBN 5—247—01400—6
Описаны режимы разработки нефтяных и газовых месторождений,
методы их регулирования. Приведены характеристики нефтегазопро-
дуктивных пластов, способы исследования нефтяных н газовых сква-
жин. Уделено внимание методам повышения нефтеотдачи пластов и воз-
действия на призабойную зону скважин. Рассмотрены технологии при-
менения этих методов, а также способы эксплуатации скважин.
Для учащихся нефтяных техникумов, обучающихся по специально-
сти «Эксплуатация нефтяных и газовых скважнн».
2503010400—371
Э -------------30—89 Св. план для сред. спец. уч. заведений ББК 33.36
УЧЕБНОЕ ИЗДАНИЕ
Акульшин Алексей Иванович
Бойко Василий Степанович
Зарубин Юрий Александрович
Дорошенко Владимир Михайлович
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Заведующий редакцией Я. Е. Игнатьева
Редактор издательства О. А. Латышева
Технический редактор Л. Г. Лаврентьева
Корректор К. И. Савенкова
ИБ № 8100
Сдано в набор 04.04.89. Подписано в печать 31.08.89. Т-08741. Формат 60X90'/i<s. Бумага
книжно-журнальная. Гарнитура Литературная. Печать высокая. Усл. печ л 30 0
Усл. кр.-отт. 30,0. Уч.-изд. л. 31,39. Тираж 12 670 экз. Заказ 1020/2147-5. Цена 1 р 30 ’к.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра».
125047. Москва, пл. Белорусского вокзала, 3.
Московская типография № 11 Госкомпечати СССР.
113105, Москва, Нагатинская ул., д. 1.
ISBN 5—247—01400—6
© Издательство «Недра», 1989
VUKTHF!
ГЛАВА 1
НЕФТЬ, ГАЗ, ИХ СОСТАВ
И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
1.1. Состав и классификация нефтей
Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым.
Они представляют собой сложную природную смесь углеводо-
родов различного строения с примесями неуглеводородных со-
единений. В зависимости от состава, давления и температуры
углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газооб-
разном состояниях. При определенных условиях часть углево-
дородов может находиться в жидком состоянии и одновременно
другая часть — в газообразном. Смеси углеводородов, которые
как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в
жидком состоянии называют нефтью.
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он мо-
жет заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе
с тем все физико-химические свойства нефти и в первую оче-
редь ее товарные качества определяются составом.
В СССР эксплуатируется более 1200 нефтяных месторожде-
ний, а в мире более 23 тыс. месторождений. Состав нефти каж-
дого месторождения уникален, различны и свойства нефтей.
Кроме того свойства нефти изменяются в процессе добычи, при
движении по пласту, в скважине, системах сбора и транспорта,
при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подроб-
ное изучение состава нефти, ее свойств важно для подсчета
запасов нефти в залежи, при проектировании и контроле за
разработкой месторождения, выборе метода повышения нефте-
отдачи пласта, обосновании технологии первичной внутрипро-
мысловой подготовки нефти и дальнейшей ее переработки.
Состав нефти классифицируют на элементарный, фракцион-
ный и групповой. Под элементарным составом нефти подразу-
мевают массовое содержание в ней тех или иных химических
элементов, выражаемое обычно в долях единицы или процентах.
Основными элементами, входящими в состав нефти, являются
углерод и водород. В большинстве нефтей содержание углерода
колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко пре-
вышает 12—14%. Содержание этих элементов в нефти необхо-
димо знать как для нефтепереработки, так и при проектирова-
нии методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно
меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота.
Их содержание редко превышает 3—4%. Однако компоненты
3
нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее фи-
зико-химические свойства. Так, сернистые соединения нефти
(меркаптаны, сульфиды, сероводород и другие) вызывают силь-
ную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.
К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтено-
вые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие
соединения. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот
связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи
пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит
к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-ак-
тивных веществ, снижающих поверхностное натяжение на гра-
нице «нефть — вода».
В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие
элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель,
железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий
а также фосфор и кремний, некоторые из которых являются
ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэле-
ментов дает важную информацию, позволяющую судить о ее
генезисе.
Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолеку-
лярных соединений, в состав молекул которых входят азот, се-
ра, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веще-
ствами. Их важная особенность—-способность адсорбироваться
на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние
на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность мето-
дов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержа-
нием в нефти асфальтосмолистых веществ.
Разделение сложных смесей, к которым относится и нефть,
на более простые называют фракционированием. Наиболее рас-
пространенный метод фракционирования — перегонка (дистил-
ляция), заключающаяся в разделении компонентов по их тем-
пературе кипения. Отдельные фракции нефти, выкипающие в
определенных температурных интервалах, отбирают, замеряют
их массу или объем и таким образом составляют представление
о фракционном составе нефти. По нему можно судить о товар-
ных продуктах, которые можно получить из нефти. Фракцию
нефти, имеющую интервал кипения 30—205 °C, называют бен-
зином, интервал кипения 200—300 °C — керосином-, нефтяную
фракцию, занимающую по температуре кипения (120—240 °C)
промежуточное положение между бензином и керосином, назы-
вают лигроином. Все фракции нефти, выкипающие до 300 °C,
относят к светлым нефтепродуктам. Оставшаяся фракция это —
мазут, из которого получают масла, гудроны, битумы.
Нефти различных месторождений значительно отличаются
друг от друга по фракционному составу. Легкие нефти состоят
в основном из бензиновых и керосиновых фракций. Например,
нефть Тагринского месторождения (Западная Сибирь) на 76%
4
состоит из фракции, выкипающей до 200 °C. В среднем же доля
светлых фракций в нефтях Советского Союза составляет 30—
50%. Для тяжелых нефтей, например, Ярегского, Жетыбайско-
го и Катанглийского месторождений, характерно малое содер-
жание легких фракций. При температуре до 300 °C из этих
нефтей выкипает менее 10—12%•
Даже узкие фракции нефти — достаточно сложные смеси
разнообразных углеводородов. Массовое содержание в них
углеводородов различных классов (обычно в процентах) отра-
жает групповой углеводородный состав. Основная часть нефти
представлена углеводородами трех классов: алканы (метановые
или парафиновые углеводороды), циклоалканы (нафтены), аре-
ны (ароматические углеводороды).
В СССР применяется технологическая классификация, в ос-
нову которой положены признаки, определяющие технологию
переработки нефти. Главные элементы этой классификации —
классы, типы и виды нефтей.
На классы нефти подразделяют по содержанию в них серы:
Класс............ I II III
Нефть............Малосернистая Сернистая Высокосернистая
Массовое содержание
серы, % . Не более 0,5 0,51—2 Более 2
По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350 °C,
нефти делят на три типа:
Тип.............. Первый Второй Третий
Массовый выход
светлых фракций, % Более 45 30—45 Менее 30
По содержанию парафина нефти разделяют на три вида:
Вид..............Малопарафиновые Парафиновые Высокопарафино-
Массовое содержание вые
парафина, % . . . Не более 1,5 1,5—6 Более 6
В нефтепромысловой практике при классификации нефтей
учитывается еще один показатель — содержание смол.
Нефть............Малосмолистая Смолистая Высокосмолистая
Массовое содержание
смол, % . . . . Менее 18 18—35 Более 35
Например, нефть горизонта ABj Самотлорского месторож-
дения (Западная Сибирь) содержит 1,9% парафина, 1,1% серы,
11,6% смол и 52% светлых фракций. В соответствии с принятой
классификацией она должна быть отнесена к сернистым
(II класс), первого типа, парафиновым, малосмолистым неф-
тям. Нефть XVI горизонта Узеньского месторождения (Запад-
ный Казахстан), содержащая 24% парафина, 0,2% серы, 14,3%
смол и 31,3% светлых фракций, должна классифицироваться
как малосернистая (I класс), второго типа, высокопарафиновая
или малосмолистая.
5
Один из основных показателей товарного качества нефти —
плотность. Плотность нефти определяется ее составом и изме-
няется при стандартных условиях (температуре 20 °C и атмо-
сферном давлении) от 700 до 1000 кг/м3. По плотности сырой
нефти ориентировочно судят о товарных свойствах нефти. Лег-
кие нефти плотностью до 880 кг/м3 служат ценным сырьем для
производства моторных топлив.
Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с по-
мощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Арео-
метр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в ниж-
ней части расширение, заполненное дробью, а в верхней — шка-
лу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине
погружения в нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обыч-
но встроен термометр для контроля температуры жидкости.
Измеренную при данной температуре плотность нефти при-
водят к стандартным условиям, используя формулу
Р2о = р<+и (t — 20), (1-1)
где р2о — плотность нефти при 20 °C; pj — измеренная плотность
нефти при температуре t\ а — коэффициент объемного расши-
рения, составляющий для нефтей 0,0005—0,0009 кг/(м3-К).
С высокой точностью плотность нефти определяют с по-
мощью пикнометров — калиброванных сосудов вместимостью
5—100 см3. Пикнометр заполняют нефтью таким образом, что-
бы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной
на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и за-
полненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная
объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.
Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показываю-
щей их способность оказывать сопротивление перемещению
одних частиц или слоев относительно других, является вяз-
кость. На преодоление сил трения, обусловленных вязкостью
газов и жидкостей, расходуется основная часть энергии при их
движении по пласту и трубопроводам.
Количественно вязкость характеризуется коэффициентами
динамической и кинематической вязкости, связанными между
собой через плотность:
т = ц/р, (1.2)
где v — коэффициент кинематической вязкости; р. — коэффици-
ент динамической вязкости; р — плотность жидкости или газа.
В Международной системе единиц (СИ) коэффициент дина-
мической вязкости измеряют в Па-с, а коэффициент кинемати-
ческой вязкости — в м2/с.
Вязкость нефти во многом определяется ее составом и изме-
няется в очень широких пределах: от долей единицы до сотен,
а иногда и тысяч миллипаскаль-секунд. Для сравнения укажем,
6
что вязкость воды при 20 °C составляет 1 мПа-c. Тяжелые неф-
ти с высокой плотностью, содержащие значительное количество
асфальтосмолистых веществ, обладают высокой вязкостью, и,
наоборот, легкие, малосмолистые нефти имеют низкую вязкость.
Вязкость дегазированных нефтей измеряется на специаль-
ных, разнообразных по конструкции приборах — вискозиметрах.
Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, в кото-
рых вязкость определяют путем измерения времени истечения
через капилляр определенного количества жидкости.
1.2. Состав природных газов
Природные газы, добываемые из чисто газовых, газоконден-
сатных и нефтяных месторождений, по качественному составу
близки между собой. Они включают, главным образом, углево-
дороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных
компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы
(гелий, аргон, криптон и др.).
Состав природных газов выражают в объемных, молярных
или массовых долях компонентов. В связи с тем, что один моль
любого газа занимает в одинаковых условиях один и тот же
объем (22,41 л при нормальных условиях: давлении 0,1013 МПа
и температуре 0°С), объемные и молярные доли численно рав-
ны между собой.
Для характеристики газовых смесей — природных газов —
используют те же показатели, что и для индивидуальных газов:
молекулярную массу, плотность, относительную плотность.
Если состав газа задан объемными или молярными долями,
то его молекулярную массу можно определить по соотношению;
Мем = J/lMi-j-Z/gMz-]- . . . ~\~УпМп, (1.3)
где z/i, z/2, ..., уп — объемные (молярные) доли компонентов;
Мь М2, ..., Мп — молекулярные массы компонентов.
Если же состав газа представлен в массовых долях, то мо-
лекулярную массу газа находят по формуле
где gi, gi, ..., gn — массовые доли компонентов.
Чем больше в газе доля компонентов с высокой молекуляр-
ной массой, тем больше и молекулярная масса газа, которая
линейно связана с плотностью газа:
Рсм=Мс„/22,41. (1.5)
Для характеристики плотности газа используют также ее
отношение к плотности воздуха в тех же условиях (плотность
воздуха при нормальных условиях составляет 1,293 кг/м3)
РсМ = Рсм/рв, 0-6)
7
где рем — относительная плотность газа; рсм, рв — плотность га-
за и воздуха, соответственно.
Состав природных газов определяют разнообразными мето-
дами газового анализа. Один из них основан на способности
отдельных компонентов газа избирательно поглощаться различ-
ными веществами. Реакции взаимодействия газов с твердыми
и жидкими поглотителями сопровождаются сокращением объ-
ема газовой смеси, которое эквивалентно объему газа, вступив-
шего в реакцию. Кислые компоненты газа (СО2, H2S) поглоща-
ют раствором щелочи, воду — кристаллическим хлористым каль-
цием или его насыщенным раствором. Смесь углеводородных
компонентов газа можно разделить на отдельные компоненты
и определить их количественное содержание с помощью разгон-
ки при низких температурах, предварительно переведя всю
смесь в жидкое состояние. Большой интервал температур кипе-
ния компонентов газа позволяет почти полностью их разделить.
Наиболее широко применяемый метод определения состава
природных газов основан на хроматографическом разделении
компонентов. Высокая чувствительность метода, возможность
разделения сложных смесей углеводородов, сравнительная опе-
ративность и простота метода, автоматическая обработка ре-
зультатов анализа определяют его преимущества перед други-
ми методами анализа газовых смесей.
На рис. 11 показана принципиальная схема газового хрома-
тографа, основные узлы которого — пробоотборное устройство
5, колонка 6 для хроматографического разделения смеси, детек-
тор 7 и регистрирующий прибор 9.
Газ-носитель из баллона 1 через редуктор 2 и регулирую-
щий вентиль 3 поступает в колонку 6. В его поток с помощью
пробоотборного устройства 5 вводится порция анализируемой
смеси, которая проходит через адсорбент, находящийся в хро-
матографической колонке 6. В качестве адсорбентов использу-
ют активированный уголь, селикагель и другие вещества, име-
ющие высокую удельную поверхность. Под действием межмоле-
кулярных сил компоненты газа закрепляются на поверхности
адсорбента (адсорбируются), через некоторое время они поки-
дают поверхность (десорбируются). При движении газовой
смеси по хроматографической колонке адсорбция и десорбция
компонентов многократно повторяются. Разделение компонен-
тов в колонке основано на различии адсорбционной способности
разных газов по отношению к данному адсорбенту. Относитель-
но плохо адсорбирующиеся компоненты движутся по колонке
с высокой скоростью, а сильно адсорбирующиеся — с меньшей
скоростью. Отдельные компоненты газа, последовательно выхо-
дящие из колонки, попадают на детектор 7.
В детекторе измеряется теплопроводность движущегося газа
(иногда и другие характеристики), позволяющие судить об из-
8
менении его состава. Чем больше отклонение теплопроводности
выходящего компонента от начальной теплопроводности чистого
носителя при движении через детектор, тем больше содержится
в потоке другого компонента. Изменение теплопроводности ре-
гистрируется самопишущим прибором 9. Температура в хрома-
тографической колонке поддерживается постоянной с помощью
термостата 8, давление газа-носителя измеряется манометром
4, а его расход — ротаметром 10.
Рис. 1.2. Типичная хроматограмма Время удержания
На рис. 1.2 приведена типичная хроматограмма. Запись
представляет собой несколько пиков, разделенных отрезками
«нулевой линии». Эти отрезки соответствуют движению чистого
газа-носителя. Момент ввода пробы отмечается на нулевой ли-
нии хроматограммы (точка Л). Отрезок прямой от точки А до
точки, соответствующей времени появления з детекторе опре-
деленного компонента (до точки В — первого, точки С — вто-
рого компонента и т. д.), называется временем удержания.
По времени удержания судят о природе компонента, т. е. опре-
деляют какому компоненту исследуемой смеси соответствует
тот или иной пик. Количество отдельного компонента вычисля-
ют по площади записанного пика. Современные хроматографы
с высокой точностью позволяют разделить смесь углеводород-
ных газов с содержанием до 18 и более компонентов в течение
9
где рем — относительная плотность газа; рсм, рв — плотность га-
за и воздуха, соответственно.
Состав природных газов определяют разнообразными мето-
дами газового анализа. Один из них основан на способности
отдельных компонентов газа избирательно поглощаться различ-
ными веществами. Реакции взаимодействия газов с твердыми
и жидкими поглотителями сопровождаются сокращением объ-
ема газовой смеси, которое эквивалентно объему газа, вступив-
шего в реакцию. Кислые компоненты газа (СО2, H2S) поглоща-
ют раствором щелочи, воду — кристаллическим хлористым каль-
цием или его насыщенным раствором. Смесь углеводородных
компонентов газа можно разделить на отдельные компоненты
и определить их количественное содержание с помощью разгон-
ки при низких температурах, предварительно переведя всю
смесь в жидкое состояние. Большой интервал температур кипе-
ния компонентов газа позволяет почти полностью их разделить.
Наиболее широко применяемый метод определения состава
природных газов основан на хроматографическом разделении
компонентов. Высокая чувствительность метода, возможность
разделения сложных смесей углеводородов, сравнительная опе-
ративность и простота метода, автоматическая обработка ре-
зультатов анализа определяют его преимущества перед други-
ми методами анализа газовых смесей.
На рис. 11 показана принципиальная схема газового хрома-
тографа, основные узлы которого — пробоотборное устройство
5, колонка 6 для хроматографического разделения смеси, детек-
тор 7 и регистрирующий прибор 9.
Газ-носитель из баллона 1 через редуктор 2 и регулирую-
щий вентиль 3 поступает в колонку 6. В его поток с помощью
пробоотборного устройства 5 вводится порция анализируемой
смеси, которая проходит через адсорбент, находящийся в хро-
матографической колонке 6. В качестве адсорбентов использу-
ют активированный уголь, селикагель и другие вещества, име-
ющие высокую удельную поверхность. Под действием межмоле-
кулярных сил компоненты газа закрепляются на поверхности
адсорбента (адсорбируются), через некоторое время они поки-
дают поверхность (десорбируются). При движении газовой
смеси по хроматографической колонке адсорбция и десорбция
компонентов многократно повторяются. Разделение компонен-
тов в колонке основано на различии адсорбционной способности
разных газов по отношению к данному адсорбенту. Относитель-
но плохо адсорбирующиеся компоненты движутся по колонке
с высокой скоростью, а сильно адсорбирующиеся — с меньшей
скоростью. Отдельные компоненты газа, последовательно выхо-
дящие из колонки, попадают на детектор 7.
В детекторе измеряется теплопроводность движущегося газа
(иногда и другие характеристики), позволяющие судить об из-
8
менении его состава. Чем больше отклонение теплопроводности
выходящего компонента от начальной теплопроводности чистого
носителя при движении через детектор, тем больше содержится
в потоке другого компонента. Изменение теплопроводности ре-
гистрируется самопишущим прибором 9. Температура в хрома-
тографической колонке поддерживается постоянной с помощью
термостата 8, давление газа-носителя измеряется манометром
4, а его расход — ротаметром 10.
Рис. 1.2. Типичная хроматограмма Время удержания
На рис. 1.2 приведена типичная хроматограмма. Запись
представляет собой несколько пиков, разделенных отрезками
«нулевой линии». Эти отрезки соответствуют движению чистого
газа-носителя. Момент ввода пробы отмечается на нулевой ли-
нии хроматограммы (точка Л). Отрезок прямой от точки А до
точки, соответствующей времени появления в детекторе опре-
деленного компонента (до точки В — первого, точки С — вто-
рого компонента и т. д.), называется временем удержания.
По времени удержания судят о природе компонента, т. е. опре-
деляют какому компоненту исследуемой смеси соответствует
тот или иной пик. Количество отдельного компонента вычисля-
ют по площади записанного пика. Современные хроматографы
с высокой точностью позволяют разделить смесь углеводород-
ных газов с содержанием до 18 и более компонентов в течение
9
Таблица 1.1.
Состав природных газов некоторых месторождений СССР
Месторождение Объемное содержание, % Отно- ситель- ная плот- ность
сн4 С2Н6 С3Н8 СЩю С5Н12 СО2 н2 Инерт- ные газы
Г а з о в ы е
Уренгойское 97,8 0,1 0,03 0,002 0,01 0,3 — 1,7 0,56
Медвежье 98,8 0,1 0,02 0,002 — о,1 — 1 0,56
Заполярное 98,6 0,07 0,02 0,013 0,01 0,18 — 1,1 0,56
Г азоконденсатные
Г азлинское 92,7 3,2 0,9 0,47 0,13 0,1 — 2,5 0,568
Оренбургское 83,8 5,2 1,3 1,05 0,8 1 1,3 5 0,667
Вуктыльское 74,8 8,7 3,9 1,8 6,4 0,1 — 4,3 0,882
Нефтяные
Ромашкинское 38,8 19,1 17,8 8,0 6,8 1,5 — 8 1,125
Туймазинское 42 21 18,4 6,8 4,6 0,1 2 7,1 1,062
Самотлорское 68 4,4 9,6 7,8 4,1 0,5 — 5,6 1,031
1 ч. Объем пробы, необходимый для хроматографического ана-
лиза, очень невелик и не превышает 10 мл.
В табл. 1.1 приведен средний состав природных газов неко-
торых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят
почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции,
способные перейти в жидкое состояние при нормальных усло-
виях, и поэтому их называют сухими.
Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более
тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут
представлять собой жидкость, называемую газовым конден-
сатом.
Газы нефтяных месторождений содержат значительно мень-
ше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, кото-
рая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа
находится в жидком состоянии и используется в качестве сжи-
женного газа.
Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит
в газообразное состояние, что делает удобным его транспорти-
рование и использование.
Среди неуглеводородных компонентов природных газов осо-
бое место занимает углекислый газ и сероводород, являющиеся
высокотоксичными и корродирующими веществами. Содержа-
ние их в газе обычно колеблется от долей до нескольких про-
центов, однако встречаются газы, в которых количество серо-
10
водорода и углекислого газа превышает 50%. Добыча и перера-
ботка таких газов требуют специальной технологии и
коррозионно-стойкого оборудования.
1.3. Газовый конденсат
По мере снижения давления и температуры природных га-
зов часть углеводородов с высокой молекулярной массой пере-
ходит в жидкое состояние — газовый конденсат, который может
содержать бензиновые, лигроиновые, керосиновые и масляные
фракции. Конденсаты различных месторождений заметно отли-
чаются по фракционному и химическому составам. По преиму-
щественному содержанию тех или иных углеводородов разли-
чают метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические
конденсаты.
Газовый конденсат — ценное сырье для производства мотор-
ных топлив и нефтехимического синтеза. Необходимость его
хранения и транспорта требует, чтобы при атмосферном давле-
нии и температуре 38 °C конденсат находился в жидком состоя-
нии. Этим условиям отвечает стабильный конденсат, содержа-
щий только пентан (C5Hi2) и высшие углеводороды. Конденсат,
содержащий кроме этого и пропан-бутановую фракцию, назы-
вают нестабильным. _
1.4. Основные законы газового состояния
При изучении движения газа в пласте, системах транспорта
газа необходимо знать как меняются его свойства с изменением
давления и температуры. Связь между параметрами, характе-
ризующими свойства газа, и условиями, в которых он находит-
ся, выражается газовыми законами. В практических расчетах
наиболее часто используют газовые законы Авогадро, Дальтона,
Бойля — Мариотта, Гей-Люссака, Шарля.
Согласно закону Авогадро в равных объемах различных
идеальных газов при одинаковых давлении и температуре со-
держится одно и то же число молекул. Из этого закона также
следует и равенство объемов одного моля разных газов в одина-
ковых условиях.
Законы Дальтона и Амага выражают аддитивность парци-
альных объемов и парциальных давлений смеси индивидуаль-
ных газов. Это означает, что каждый газ в смеси ведет себя
так, как если бы он в данном объеме был один. Парциальное
давление компонента газовой смеси — давление, которое имел
бы газ, если бы один занимал объем, равный объему смеси при
той же температуре. Согласно закону Дальтона общее давление
11
смеси газов р равно сумме парциальных давлений компонен-
тов pi:
P=^Pi. (1.7)
>==i
Парциальный объем — это объем, который занимал бы данный
компонент смеси газов, если бы из нее удалили остальные ком-
поненты при условии сохранения первоначального давления и
температуры. В соответствии с законом Амага общий объем
смеси газов V при постоянном давлении равен сумме парциаль-
ных объемов компонентов У):
(1.8)
i=i
Из закона Авогадро совместно с законами Дальтона и Ама-
га следуют также важные соотношения между парциальными
давлениями и парциальными объемами компонентов и их мо-
лярными долями:
pt=yip\ Vi = giV. (1.9)
В нефтегазопромысловой практике для расчета состояния
реального газа наиболее часто используют уравнение Клапей-
рона — Менделеева, в которое вводится поправка, учитывающая
отклонение реальных газов от идеальных и называемая коэф-
фициентом сверхсжимаемости (иногда сжимаемости) газа.
Обобщенное для реальных газов уравнение Клапейрона — Мен-
делеева имеет следующий вид
PV = z^RT, (1.10)
где z— коэффициент сверхсжимаемости газа; m — масса газа;
М — молекулярная масса газа; R — универсальная газовая по-
стоянная (8,31441 Дж/(моль-К); Т— температура газа.
Коэффициент сверхсжимаемости газа z определяют путем
расчета или по графикам (рис. 1.3) в зависимости от приведен-
ных давления и температуры. Приведенными давлениями рпр и
температурами Тпр для смесей газов называют безразмерные
отношения действительных давлений р и температур Т к соот-
ветствующим средним критическим параметрам
Рпр = р/Рпр СМ» Т'пр— Т'/Т'кр см, (1.11)
где рКр см, Т кр см — соответственно средние критические (псев-
докритические) давление и температура, называемые так пото-
му, что отличаются от действительных критических давления
12
Приведенное давление рпр
N
С 1 Z 3 Ч 5 6 7 8
7 8 9 10 И 12 13 10 15
Приведенное давление рпр
Рис. 1.3. Зависимость коэффициента сверхсжимаемостн газа от приведенных
давления н температуры
и температуры для данной смеси газов, а определяются как
средние взвешенные по содержаниям компонентов в смеси
п п
ркр см = S yipKp I, ^кр СМ S^KPi. (1.12)
i »=i
Здесь pKPi, TKpi — критические давление и температура г-го
компонента смеси, имеющего молярную долю уь
13
/
Коэффициент сверхсжимаемости газа можно расфштать, на-
пример, по уравнению состояния Редлиха — Квонга, преобра-
зованному к следующему виду
z^ — z2+(A — B2 — B')z — AB=0, (1.13)
где
4 = 0,42748^-,.
пр
5 = 0,086640^-.
1 пр
Погрешность расчета коэффициента сверхсжимаемости газа
по уравнению Редлиха — Квонга составляет не более 2% в ин-
тервалах 0,01 ^рпР< 12, 1,05^ Т’пр^ 1,6.
Для расчета коэффициента сверхсжимаемости газа по урав-
нению Редлиха — Квонга на микрокалькуляторах типа БЗ-34,
М.К-54 используется программа, приведенная в табл. 1.2.
После ввода в калькулятор программы и выхода из режима
программирования необходимо в регистр памяти 7 ввести число
0,08664, в регистр памяти 8 — число 0,42748. Исходные данные
для тест-расчета следующие: р = 24 МПа, Т = 333 К, ркр см =
= 4,558 МПа, Ткр см= 197,88 К. Эти данные вводят в регистры
памяти 0, 1, 2 и 3 в соответствии с перечисленной последова-
тельностью.
Калькулятор включается на счет после команды «В/О
С/П». Время счета около 2,5 мин. Счет ведется с точностью до
третьей значащей цифры. В результате расчета z = 0,913.
1.5. Свойства природных газов
Все физические свойства природных газов зависят от их со-
става, давления и температуры, при которых они находятся.
Связь между плотностью газа и его молекулярной массой,
давлением и температурой определяется законом состояния га-
зов, который можно представить в виде
Р = ^, (1-14)
где р — плотность газа.
Из закона состояния следует, что большею плотность при
прочих равных условиях имеют газы с высокой молекулярной
массой. С повышением давления плотность газа растет и, на-
оборот, уменьшается с увеличением температуры.
Если известна плотность газа ро при давлении ро и темпе-
ратуре То, например в стандартных условиях, то в других ус-
ловиях плотность этого же газа
Р=Р.^-. (1-15)
14
Таблица 1.2 х
Адрес Операция Код Адрес Операция Код Адрес Операция Код
00 \ НПО 'бО 24 2 02 47 П9 49
01 ИП2 62 25 пд 4Г 48 Fx2 22
02 -L- 13 26 + 10 49 Fe* 16
03 П4 44 27 2 02 50 1 01
04 ИП1 61 28 — 13 51 — 11
05 ипз 63 29 П6 46 52 Fx-0 5Е
06 -Л_ 13 30 1 01 53 56 56
07 П5 45 31 — И 54 ИП6 56
08 13 32 ИП6 66 55 С/П 50
09 ЙП7 67 33 X 12 56 ИП9 69
10 X 12 34 ИПА 6— 57 Fx<0 5C
11 пв 4L 35 + 10 58 63 63
12 ИП8 68 36 ипв 6L 59 ИП6 66
13 ИП4 64 37 Fx2 22 60 ПС 4C
14 X 12 38 — 11 61 БП 51
15 ИП5 65 39 ипв 6L 62 65 65
16 Fx2 22 40 — 11 63 ИП6 66
17 13 41 ИП6 66 64 пд 4Г
18 ЙП5 65 42 X 12 65 ипс 6С
19 F-Г 21 43 ИПА 6— 66 ипд 6Г
20 13 44 ИПВ 6L 67 БП 51
21 ПА 4— 45 X 12 68 26 26
22 О 00 46 — 11
23 ПС 4С
Примечание. Названия операции соответствуют обозначениям на клавишах каль-
куляторов.
В лабораторной практике плотность газов обычно опреде-
ляют путем взвешивания калиброванного и заполненного газом
пикнометра или методом истечения. Этот метод основан на
измерении времени истечения заданного объема газа через не-
большое отверстие. Так как время истечения одного и того же
объема газа прямо пропорционально корню квадратному из его
плотности, то при сравнении времени истечения в одинаковых
условиях воздуха и исследуемого газа находят относительную
плотность газа.
Вязкость газа зависит от его состава, давления и температу-
ры. Вязкость газов обусловлена обменом количеством движения
между слоями газа, движущимися с разными относительно друг
друга скоростями. Этот обмен происходит за счет перехода мо-
лекул из одного слоя в другой при их хаотическом движении.
Так как крупные молекулы обладают меньшей длиной свобод-
ного пробега (вероятность их столкновения между собой отно-
сительно велика), то количество движения, переносимое ими из
слоя в слой, меньше чем небольшими по размерам молекулами.
15
Поэтому вязкость газов с увеличением их молекулярной массы
как правило уменьшается. /
С повышением температуры увеличивается скорость движе-
ния молекул и соответственно количество движения, переноси-
мое ими из слоя в слой, поэтому при невысоких,'давлениях вяз-
кость газа с повышением температуры возрастает. При высоких
давлениях, когда расстояния между молекулами невелики, не-
сколько меняется передача количества движения из слоя в слой.
Она происходит главным образом как и у жидкостей за счет
временного объединения молекул на границе слоев, движущих-
ся с разными скоростями. Вероятность такого объединения с
ростом температуры уменьшается. Поэтому при высоких дав-
лениях с ростом температуры вязкость газов снижается
(рис. 1.4).
С увеличением давления вязкость газов возрастает: при низ-
ких давлениях незначительно и более интенсивно в области вы-
соких давлений.
Вязкость газа определяют экспериментально, измеряя ско-
рость течения его в капиллярах, скорость падения шарика в
газе, затухание вращательных колебаний диска и другими ме-
тодами. Изменение вязкости при различных давлениях и тем-
пературах можно определять расчетным путем и по графикам
в зависимости от приведенных давления и температуры.
1.6. Фазовые состояния углеводородных систем
При движении нефти и газа в пласте, стволе скважины, сис-
темах сбора и подготовки меняются давление и температура,
что обусловливает изменение фазового состояния углеводоро-
дов — переход из жидкого в газообразное состояние и наобо-
рот. Так как нефть и газ состоят из большого числа разнооб-
разных по своим свойствам компонентов, то при определенных
условиях часть этих компонентов может находиться в жидкой
фазе, а другая — в паровой (газовой) фазе. Очевидно, что за-
кономерности движения однофазной системы в пласте и стволе
скважины значительно отличаются от закономерностей много-
фазного движения. Условия дальнего транспорта нефти и газа
и последующей переработки требуют отделения легко испаряю-
щихся компонентов от жидкой конденсированной фракции. По-
этому выбор технологии разработки месторождения, системы
внутрипромысловой подготовки нефти и газа во многом связан
с изучением фазового состояния углеводородов в меняющихся
термодинамических условиях.
Фазовые превращения углеводородных систем иллюстриру-
ются диаграммами фазовых состояний, показывающими связь
между давлением, температурой и удельным объемом вещества.
На рис. 1.'5, а приведена диаграмма состояния чистого газа,
16
(этана). Сплошными линиями на диаграмме показана связь
между давлением и удельным объемом вещества при постоян-
ных температурах. Линии, проходящие через область, ограни-
ченную пункФирной кривой, имеют три характерных участка.
Если рассматривать одну из линий области высоких давлений,
то сначала рост давления сопровождается небольшим увеличе-
нием удельного объема вещества, которое обладает сжимаемо-
стью и в этой области находится в жидком состоянии. При не-
котором давлении изотерма резко изламывается и имеет вид
горизонтальной линии. При постоянном давлении происходит
непрерывное увеличение объема вещества. В этой области жид-
кость испаряется и переходит в паровую фазу. Испарение за-
канчивается в точке второго излома изотермы, после которого
Рис. 1.4. Вязкость метана при различных давлениях и температурах
изменение объема сопровождается почти пропорциональным
уменьшением давления. В этой области все вещество находится
в газообразном состоянии (в паровой фазе). Пунктирной лини-
ей, соединяющей точки излома изотерм, ограничена область
перехода вещества из жидкого в паровое состояние или наобо-
рот (в сторону уменьшения удельных объемов). Эта область
соответствует условиям, при которых вещество находится одно-
временно в двух состояниях жидком и газообразном (область
двухфазного состояния вещества). Пунктирная линия, располо-
женная влево от точки С, называется кривой точек парообра-
зования. Координаты точек данной линии — давление и темпе-
ратура, при которых начинается кипение вещества. ^Вправо от
2—1020 . 17
Филиал VTTV
в г Усинске
Им. №
точки С лежит пунктирная линия, называемая кривой точек
конденсации или точек росы. Она показывает при к^ких давле-
ниях и температурах начинается конденсация парй — переход
вещества в жидкое состояние. Точка С, лежащая в вершине
двухфазной области, называется критической тонкой. При дав-
лении и температуре, соответствующих этой точке, свойства
паровой и жидкой фаз одинаковы. Кроме того; для чистого ве-
щества критическая точка определяет наивысшие значения дав-
ления и температуры, при которых вещество может одновремен-
но находиться в двухфазном состоянии. При рассмотрении
Удельный оЗъем, 0м3/кг
Температура., °C
Рис. 1.5. Диаграмма состояния чистого газа
изотермы, не пересекающей двухфазную область видно, что
свойства вещества изменяются непрерывно и переход вещества
из жидкого состояния в газообразное или наоборот происходит,
минуя двухфазное состояние.
На рис. 1.5,6 приведена диаграмма состояния этана, пере-
строенная в координатах давление — температура. Так как чис-
тое вещество из одного фазового состояния в другое переходит
при постоянном давлении, то кривые точек испарения и конден-
сации на этой диаграмме совпадают и заканчиваются критиче-
ской точкой С. Полученная линия разграничивает области жид-
кого и парообразного состояний вещества. В двухфазном со-
стоянии вещество может находиться только при давлениях и
температурах, соответствущих координатам этой линии.
18
Закономерности фазовых переходов сложнее, если вещество
представляет собой многокомпонентную систему (рис. 1.6).
В отличие от чистого вещества для многокомпонентных сис-
тем изменение объема в двухфазной области сопровождается
и изменением давления (рис. 1.6,а). Для полного испарения
жидкости необходимо непрерывно понижать давление и наобо-
рот для полной конденсации газа надо непрерывно повышать
давление. Поэтому давление точки начала парообразования для
многокомпонентной системы выше давления точки начала кон-
денсации и при перестроении диаграммы фазовых состояний в
координатах давление — температура кривые точек начала ис-
парения и точек росы не совпадают. По сравнению с фазовой
Рис. 1.6. Диаграмма состояния многокомпонентного газа
диаграммой чистого вещества диаграмма в этих координатах
имеет вид петли (рис. 1.6,6). Кривая точек начала парообразо-
вания, являющаяся границей, разделяющей области жидкого и
двухфазного состояний вещества, и кривая точек росы, отделя-
ющая двухфазную область от области парообразования, соеди-
няются в критической точке С. В данном случае критическая
точка не является точкой максимального давления и темпера-
туры, при которых одновременно могут существовать две фазы,
но как и в случае чистого вещества в критической точке плот-
ность и состав фаз одинаковы.
Для многокомпонентной системы точка М с максимальной
температурой, при которой возможно двухфазное состояние,
называется крикондентермой, а точка N с соответствующим
давлением — криконденбарой. Между этими точками и крити-
ческой точкой существуют две области, в которых поведение
2* 19
смеси отличается от поведения чистого вещества. При изотер-
мическом сжатии, например при температуре Т2 по' линии ЕА,
смесь после пересечения в точке Е линии точек росы частично
конденсируется и переходит в двухфазное состояние. С даль-
нейшим повышением давления доля жидкой фазы возрастает,
но лишь для определенного давления, соответствующего точке
Д. Последующее увеличение давления от точки Д до точки В
ведет к уменьшению доли жидкой фазы, а затем смесь снова
переходит в парообразное состояние. Давление в точке Д, при
котором образуется максимальное количество жидкой фазы,
называется давлением максимальной конденсации.
Аналогичные явления наблюдаются и при изобарном нагре-
вании жидкости по линии ЛНГБ. Первоначально смесь нахо-
дится в однофазном жидкостном состоянии. После пересечения
линии точек начала парообразования в точке Л в смеси появ-
ляется паровая фаза, количество которой растет до точки Н.
Последующее повышение температуры ведет к уменьшению
объема паровой фазы вплоть до возвращения всего вещества в
жидкое состояние в точке Г.
Области, в которых конденсация и испарение происходят в
направлении, обратном фазовым превращениям чистого веще-
ства, получили название ретроградных областей (на рис. 1.6,6
они заштрихованы). Явления, происходящие в этих областях,
называют ретроградным (обратным) испарением и ретроград-
ной (обратной) конденсацией. Эти явления широко использу-
ются в процессах внутрипромысловой подготовки газа для вы-
бора условий, при которых обеспечивается максимальное отде-
ление газового конденсата.
Петлеобразная форма диаграммы фазовых состояний (см.
рис. 1.6,6) характерна для всех многокомпонентных смесей, но
форма петли, положение критической точки и ретроградных
областей зависят от состава смеси. Если состав пластовой сме-
си таков, что крикондентерма располагается левее изотермы,
соответствующей пластовой температуре (линии FT3), то по
мере снижения давления при разработке месторождения эта
смесь будет находиться только в однофазном газовом состоя-
нии. Смеси углеводородов такого состава образуют газовые
месторождения.
Если состав смеси таков, что пластовая температура нахо-
дится между критической температурой и температурой крикон-
дентермы (линия АТ2), то такие углеводородные смеси образу-
ют газоконденсатные месторождения. В процессе снижения
давления при пластовой температуре из них будет выделяться
жидкая фаза, называемая конденсатом.
Для нефтяных месторождений критическая точка располага-
ется правее изотермы пластовой температуры (линия G7\).
Если точка G с координатами, соответствующими начальному
20
пластовому давлению и пластовой температуре, расположена
выше линии начала парообразования, то нефть находится в
однофазном жидком состоянии и недонасыщена газом. Только
при снижении давления ниже давления насыщения (точка D)
из нефти начинает выделяться газовая фаза. Нефтяные место-
рождения, состав углеводородной смеси которых таков, что на-
чальное пластовое давление (точка А) ниже давления насыще-
ния, имеют газовую шапку, которая представляет собой ско-
пившуюся в верхней части залежи газовую фазу.
Контрольные вопросы
1. Охарактеризуйте элементарный, групповой и фракционный составы
нефти.
2. Как определяют плотность нефти?
3. Какими показателями характеризуют вязкость нефти и как они свя-
заны между собой?
4. Какие компоненты входят в состав природных газов, как определяют
их содержание?
5. Что понимают под термином «газовый конденсат»?
6. Запишите закон состояния реального газа и объясните порядок опре-
деления входящего в него коэффициента сверхсжимаемости.
7. Нарисуйте и объясните диаграммы фазовых состояний чистого газа и
многокомпонентной системы.
ГЛАВА 2
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
ГОРНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА
2.1. Типы пород-коллекторов
Благоприятными условиями для накопления и сохранения
нефти и газа в горных породах являются наличие пустот в по-
роде, которые могут занимать нефть и газ, и залегание пород
в виде геологических структур, препятствующих рассеиванию
нефти и газа. Если горная порода обладает свойствами, которые
обеспечивают подвижность нефти и газа в ее пустотном прост-
ранстве и, следовательно, возможность их извлечения, то ее
называют коллектором.
По происхождению горные породы делят на три класса: маг-
матические (изверженные), образовавшиеся в результате за-
стывания и кристаллизации магматической массы; осадочные,
являющиеся продуктами разрушения литосферы и жизнедея-
тельности организмов; метаморфические, которые образовались
из осадочных и магматических в результате их физического и
химического изменений под действием высоких давлений, тем-
ператур и химических воздействий. Все горные породы могут
21
быть коллекторами нефти и газа, но лишь 1 % запасов нефти и
газа приурочен к магматическим и метаморфическим породам.
В основном скопления нефти и газа приурочены к осадочным
породам, которые также в зависимости от происхождения под-
разделяются на три группы: терригенные, состоящие из обло-
мочного материала (пески, песчаники, алевролиты, глины, ар-
гиллиты и другие) и составляющие 85—95% осадочного
комплекса земной коры; хемогенные, образовавшиеся из мине-
ральных веществ, выпавших из водных растворов в результате
химических и биохимических реакций или температурных изме-
нений (каменная соль, гипсы, ангидриды, доломиты, некоторые
известняки и другие); органогенные, сложенные из скелетных
остатков животного и растительного мира (мел, известняки
и т. п.).
Коллекторские свойства горных пород в первую очередь
обусловливаются наличием в них пустот (пор, трещин и ка-
верн). Поры — это пустоты, образованные межзерновыми про-
странствами и представляющие собой сложные капиллярные
системы. Трещины — пустоты, образовавшиеся в результате раз-
рушения сплошности породы, как правило, под действием ме-
ханических напряжений, и характеризующиеся несоизмеримо-
стью одного линейного размера по отношению к остальным.
Каверны — пустоты значительного размера, образовавшиеся в
результате выщелачивания горной породы. В отличие от пор
в кавернах гравитационные силы преобладают над капилляр-
ными.
Обычно к кавернам относят пустоты с линейными разме-
рами более 1—3 мм.
Тип пустотного пространства, обусловленный происхождени-
ем породы, во многом определяет ее физические свойства, по-
этому он положен в основу наиболее часто используемой клас-
сификации пород-коллекторов (табл. 2.1).
Поровыми коллекторами сложены многочисленные место-
рождения нефти и газа земного шара. Каверноього типа кол-
лектор, как и чисто трещинного, встречается значительно реже.
Чаще коллекторы бывают смешанного типа, особенно трещин-
но-порового. Коллектор порового и трещинно-порового типов
как правило связан с терригенными породами. В них содержит-
ся около 60% мировых запасов нефти и 76% запасов газа.
Коллектор трещинного и кавернового типов характерны для
карбонатных пород. В терригенных и карбонатных породах со-
держится 99% мировых запасов нефти и газа. Вместе с тем
карбонатные отложения из-за высокой продуктивности обеспе-
чивают около 60% мировой добычи нефти. В СССР основные
коллекторы нефти и газа — терригенные породы. В то же время
эксплуатируется и более 200 месторождений с карбонатными
коллекторами. Удельный вес запасов нефти в карбонатных
22
Таблица 2.1
Классификация коллекторов нефти и газа
Коллектор Литологический состав
Тип Порода
Поровый Пористая Терригенные, несцементированные и сцементированные гранулярные по- роды (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки)
Каверновый Кавернозная Карбонатные крупно- и мелкокавер- нозные породы (известняки, доломи- ты, доломитизированные известняки) Плотные непроницаемые породы (плотные известняки, мергели, алев- ролиты, сланцы), в том числе и маг- матические
Трещинный Трещиноватая
Трещинно-поровый Трещиновато-по- ристая Терригенные, сцементированные гра- нулярные породы (песчаники, алев- ролиты, переотложенные известняки)
Трещинно-каверно- Трещиновато-ка- Карбонатные и реже хемогенные по-
вый вернозная роды
Трещинно-порово- Трещиновато-пори- Карбонатные, терригенные и реже
кавериовый стокавернозная хемогенные породы
Кавернопоровый Кавернозно-пори- стая Терригенные и карбонатные породы
коллекторах и ее добычи из них в нашей стране постоянно
возрастает.
Разнообразие условий формирования горных пород-коллек-
торов нефти и газа объясняет широкий диапазон изменения их
физических свойств. Среди физических параметров, характери-
зующих свойства горных пород-коллекторов, с позиций практи-
ки нефтегазодобычи главное значение имеют те, которые опре-
деляют емкость пустот, способность породы пропускать через
себя жидкости и газы, полноту извлечения из них нефти и газа.
2.2. Гранулометрический состав пород
Гранулометрическим (механическим) составом породы на-
зывают количественное, как правило, массовое содержание в
породе частиц различной крупности. Им в значительной степе-
ни определяются многие свойства породы: пористость, прони-
цаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п.
В процессе эксплуатации скважин на основании грануломет-
рического состава подбирают фильтры, предотвращающие вы-
нос песка из пласта в скважину.
Гранулометрический состав горной породы определяют сито-
вым и седиментационным анализами. Ситовый анализ применя-
23
ется для фракционирования частиц размером более 0,05 мм.
Содержание частиц меньшего размера находят седиментацион-
ным анализом.
Для проведения ситового анализа проэкстрагированной от
остаточной нефти и высушенный образец породы массой 40—
50 г дробят на кусочки, не разрушая отдельных зерен, и обра-
батывают 10%-ным раствором соляной кислоты для удаления
карбонатов. После этого образец растирают пробкой в форфо-
ровой чашке с одновременной промывкой водой для удаления
глинистой фракции. Отмытую породу высушивают, взвешивают
и просеивают через набор сит в течение 15 мин. Оставшиеся на
каждом сите фракции взвешивают. Суммарная масса фракций
должна совпадать с начальной массой отмытой высушенной
породы.
Седиментационный анализ основывается на зависимости ско-
рости падения частицы в вязкой жидкости от размера частицы.
Определение скорости свободного падения частиц породы в
жидкости производится по формуле Стокса для частиц сфери-
ческой формы:
_ gd2 I рп
18v v рж
(2.1)
где v — скорость осаждения частиц в жидкости; g—ускорение
свободного падения; d — диаметр частиц; v— кинематическая
вязкость жидкости; рж — плотность жидкости; рп— плотность
частиц породы.
Считается, что формула Стокса справедлива для частиц
диаметром 0,1—0,001 мм. На скорость осаждения частиц мень-
шего размера ощутимое влияние оказывают броуновское дви-
жение и слои адсорбированной на поверхности частиц жидкости,
не учитываемые в формуле (2.1).
Наиболее распространенные методы седиментационного ана-
лиза — пипеточный метод, метод отмучивания потоком воды и
метод взвешивания осадка. При использовании пипеточного ме-
тода навеску породы высыпают в цилиндр, заполненный жид-
костью, и тщательно перемешивают. Затем через различные
промежутки времени с нескольких глубин пипеткой отбирают
пробы жидкости вместе с находящимися на этом уровне части-
цами породы. Пробы помещают в фарфоровый тигель, выпари-
вают и определяют сухую массу фракции. Диаметр частиц в
данной пробе вычисляют по формуле Стокса, зная глубину от-
бора пробы и время осаждения частиц.
При отмучивании потоком воды грунт помещают в кониче-
ский или цилиндрический сосуд, через который направляют
снизу вверх воду. Ступенчатым увеличением скорости течения
воды добиваются выноса из сосуда частиц различного диаметра,
значение которого рассчитывают по формуле Стокса.
24
Наиболее точный метод седи-
ментационного анализа основы-
вается на взвешивании осадка
на весах Н. А. Фигуровского
(рис. 2.1). Частицы породы, осе-
дающие в жидкости скапливают-
ся на стеклянном диске 4, под-
вешенном с помощью жесткой
нити 2 к коромыслу 1 из кварце-
вого стекла. Деформацию коро-
мысла под действием веса осев-
ших частиц регистрируют с по-
мощью измерительного микро-
скопа. Диаметр частиц, осевших
к данному моменту времени, так,
как и во всех седиментационных
методах, вычисляют по формуле
Стокса. В более совершенных
приборах, например ВСД-1/50,
масса осевших частиц измеряет-
ся электронными весами и непре-
рывно регистрируется самопишу-
щим прибором.
Результаты гранулометриче-
Рис. 2.1, Схема весов Н. А. Фи-
гуровского:
1 — стеклянный стержень; 2 — нить; 3 —
цилиндрический сосуд; 4 — стеклянный
диск; 5 — измерительный микроскоп
ского анализа представляют в виде таблиц, гистограмм и гра-
фиков, иллюстрирующих связь между диаметром частиц и их
массовой долей в породе.
Графически гранулометрический состав можно представить
в виде интегральной кривой распределения (рис. 2.2) или гра-
фика плотности распределения частиц по размерам (рис. 2.3).
Точки интегральной кривой распределения получают, отмечая,
как правило, в полулогарифмических координатах диаметр и
суммарную массовую долю частиц, начиная от нуля и кончая
данным диаметром.
По интегральной кривой распределения судят о неоднород-
ности пород по размерам слагающих ее зерен. Количественно
она характеризуется отношением deo/dio, где d6o, dio — диамет-
ры, для которых суммарная доля частиц с диаметрами от нуля
до данного диаметра, составляют соответственно 60 и 10%
(точки 2 и 3 на рис. 2.2). Для нефтяных месторождений эта
величина обычно изменяется от 1,1 до 20. По диаметру, соот-
ветствующему суммарной массовой доле 90% (точка 1 на
рис. 2.2), подбирают забойные противопесчаные фильтры с оп-
ределенными размерами отверстий.
Гранулометрический анализ проводят для сыпучих и слабо-
сцементированных пород. Размер зерен крепких, плотносцемен-
тированных пород измеряют по шлифам с помощью микроскопа.
25
Рис. 2.2. Кривая суммарного гранулометрического состава
зерен породы
2.3. Плотность горных пород
Для характеристики плотности горных пород используют два
показателя: плотность минералов, слагающих породу, и кажу-
щуюся плотность породы. Плотность минералов, слагающих по-
роду,— это масса единицы объема минеральной составляющей
породы. Кажущаяся плотность породы — отношение массы об-
разца породы к его видимому объему. Кажущаяся плотность
пород-коллекторов значительно меньше плотности минералов
ее слагающих из-за наличия в породе пустот.
Наиболее распространенный в лабораторной практике метод
определения плотности минералов, слагающих породу, — пикно-
метрический, заключающийся в определении объема зерен по-
роды по объему воды, вытесненной из пикнометра. Для этого
экстрагированный, высушенный образец породы тщательно из-
мельчают и засыпают в сухой, предварительно взвешенный
пикнометр. Пикнометр с породой заполняют до метки водой,
термостатируют при 20 °C и взвешивают. Затем определяют
массу пикнометра, заполненного только водой. Плотность ми-
нералов, слагающих породу,
рм= (Р^-рр-ДРз-Рз) Рв, (2.2)
где рм — плотность минералов породы; Pi — масса сухого пик-
нометра; Pz — масса сухого пикнометра с породой, Р3 — масса
пикнометра с породой, заполненного водой; Рц — масса пикно-
метра, заполненного только водой; рв — плотность воды при
20 °C.
Для определения кажущейся плотности породы объем об-
разца находят, как правило, гидростатическим взвешиванием,
по разнице масс образца в воздухе и в воде. Для этого пред-
варительно взвешенный экстрагированный образец покрывают
водонепроницаемой пленкой, опуская его на несколько секунд
в расплавленный парафин. Затем образец взвешивают в возду-
хе и погруженным в дистиллированную воду. Кажущаяся плот-
ность породы
Рк= ’ (2-3>
где рк — кажущаяся плотность породы; Pi — масса сухого пик-
нометра; Р2 — масса запарафиненного образца; Р3— масса об-
разца, погруженного в воду; рв — плотность воды; рп — плот-
ность парафина.
Кажущаяся плотность пород-коллекторов нефти и газа со-
ставляет примерно 1600—2800 кг/м3, а плотность минералов,
слагающих породы — более 5000 кг/м3. Кварц и кальцит, из
которых главным образом состоит большинство пород, имеют
плотность соответственно 2650 и 2710 кг/м3.
27
2.4. Пористость горных пород
Под пористостью горных пород понимают наличие в породе
пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость —
показатель, широко используемый для характеристики коллек-
торских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в
залежи.
Количественно пористость характеризуется коэффициентами
полной и открытой пористости.
Коэффициентом полной (абсолютной) пористости тП назы-
вают отношение объема всех пор Кпор образца к видимому его
объему VO6p:
тПп ~ Кпор/ Кобр- (2.4)
Коэффициентом открытой пористости то принято называть
отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор,
к видимому объему образца. Коэффициенты пористости изме-
ряются в долях единицы. Их можно выражать в процентах от
объема породы. Для песков значения полной и открытой порис-
тости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах
полная пористость может на 5—6% превышать открытую. Наи-
больший объем закрытых пустот характерен для известняков
и туфов.
Пористость зависит от гранулометрическою состава горной
породы, его неоднородности, степени сцементировапности час-
тиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных
частиц, то ее пористость не зависела бы от их диаметра, а оп-
ределялась только их расположением относительно друг друга.
Модель такого грунта, состоящего из шарообразных частиц
одинакового диаметра, называют фиктивным грунтом. Эта мо-
дель широко используется для изучения связи физических ха-
рактеристик пористых сред между собой. Для фиктивного грун-
та при наиболее плотной упаковке частиц пористость составляет
25,9%, а при наименее плотной — 47,6%. Пористость реальных
коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большин-
стве случаев составляет 12—25%.
Для характеристики коллекторских свойств пласта недоста-
точно одной пористости, они также связаны с размером поро-
вых каналов. По величине поровые каналы нефтяных и газовых
коллекторов условно подразделяют на три группы: сверхкапил-
лярные— диаметром 2—0,5 мм; капиллярные — 0,5—0,0002 мм;
субкапиллярные — менее 0,0002 мм.
В крупных (сверхкапиллярных) порах движению жидкости
и газа препятствуют только силы трения, в капиллярных порах
значительно проявляются также капиллярные силы, а в суб-
капиллярных порах из-за действия капиллярных сил движение
жидкости в природных условиях практически невозможно. По-
28
этому горные породы, хотя и
обладающие значительной по-
ристостью, но имеющие поры
преимущественно субкапил-
лярного характера (глины,
глинистые сланцы и другие)
относят, как правило, к некол-
лекторам.
В связи с тем, что не все
пустоты в коллекторе заняты
нефтью и газом и не по всем
порам движутся жидкость и
газ, введены понятия статиче-
ской и динамической емкости
коллектора.
Статическая полезная ем-
Рис. 2.4. Схема установки для на-
сыщения образцов под вакуумом:
/ — вакуумметр; 2— склянка Тищенко; 3 —
колба Бунзена; 4— делительная воронка с
керосином; 5 —стаканчик; 6 — образец
кость коллектора Пст харак-
теризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью
или газом. Она определяется как разность открытой пористости
и доли объема пор, занятых остаточной водой.
Динамическая полезная емкость коллектора /7ДИН характе-
ризует относительный объем пор и пустот, через которые могут
фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.
Она зависит от перепадов давления, действующих в пласте,
свойств жидкостей, поверхностных свойств пород и многих дру-
гих факторов, с которыми связано наличие в пористой среде
капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхност-
ных слоев жидкости.
Пористость в лабораторных условиях определяют по объему
образца и объему пор в нем.
Коэффициент полной пористости вычисляют, используя ка-
жущуюся плотность породы и плотность слагающих ее минера-
лов, по следующей формуле:
тп = 1
___Рк
Рм
(2.5)
Для определения открытой пористости в отечественной прак-
тике наиболее широкое применение нашел метод И. А. Преоб-
раженского, заключающийся в использовании закона Архимеда
для расчета объема образца. Метод осуществляют в специаль-
ной установке (рис. 2.4). Исследуемый образец 6 помещают в
колбу Бунзена 3, а делительную воронку 4 заполняют кероси-
ном. После предварительного вакуумирования образца и керо-
сина образец заливают керосином и продолжают вакуумирова-
ние до тех пор, пока не прекратится наблюдаемое через склян-
ку Тищенко 2 выделение пузырьков воздуха из образца.
Насыщенный керосином образец взвешивают в воздухе и по-
29
груженным в керосин. Коэффициент открытой пористости вы-
числяют по формуле
= (2-6)
*2— *3
где Pi — масса сухого образца, Р2 — масса образца, насыщен-
ного керосином, в воздухе; Р3 — масса, насыщенного керосином
образца, при погружении в керосин.
Пористость коллекторов газовых месторождений целесооб-
разно измерять на газовых порозиметрах. Принцип их действия
основан на использовании закона Бойля — Мариотта, позволя-
ющего по давлению в закрытом сосуде с образцом вычислять
объем минеральной части образца. Видимый объем образца
определяют отдельно, например по методу И. А. Преображен-
ского. Измеренная в результате пористость может оказаться
существенно выше, особенно для алевролитовых и песчано-
алевролитовых коллекторов, чем при насыщении этих пород
керосином.
2.5. Нефтегазоводонасыщенность коллекторов
Содержание в пустотах горных пород нефти, газа и воды
называют насыщенностью. Степень насыщенности пустот, выра-
жаемая коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщенности —
один из главных параметров, который учитывается при опре-
делении начальных и текущих запасов нефти и газа, коэффи-
циента нефтеотдачи пласта. От насыщенности во многом зави-
сит процесс многофазной фильтрации в поровом пространстве.
Коэффициент нефтенасыщенности — это доля объема пустот
в горной породе, заполненных нефтью. Аналогично определяют-
ся коэффициенты газо- и водонасыщенности.
Общепринятая методика количественного определения неф-
тегазоводонасыщенности образцов пород основана на измере-
нии потери массы образца и объема отогнанной из него воды
после экстрагирования в углеводородном растворе.
Экстрагирование и определение объема отогнанной воды
проводят в аппарате Дина и Старка или в аппарате ЛП-4
(рис. 2.5). Прибор состоит из колбы 4, стеклянной калиброван-
ной ловушки 2, холодильника 1 и стеклянного цилиндра 5 с
дном из пористого стекла (фильтра), называемого воронкой
Шотта. Колба, ловушка и холодильник тщательно прошлифо-
ваны друг к другу для полного исключения утечки паров раст-
ворителя.
Образен насыщенной породы помещают в стеклянный ци-
линдр прибора и взвешивают вместе с цилиндром. Наливают
в колбу до половины растворитель, устанавливают цилиндр с
30
образцом в горловину колбы и
собирают прибор. В качестве
растворителя используют толуол
или любой другой углеводород-
ный растворитель с плотностью
меньше плотности воды и темпе-
ратурой кипения выше 100 °C.
Направляют воду в холодильник
и включают электропечь. Подо-
грев колбы регулируют таким
образом, чтобы образец породы
все время был погружен в раст-
воритель и вместе с тем раство-
ритель не переливался через
край цилиндра. Процесс перегон-
ки и экстрагирования считают
законченным, если прекратилось
увеличение объема воды в ло-
вушке 2 и сливающийся из ци-
линдра 3 растворитель стал со-
вершенно прозрачным.
По окончании экстрагирова-
ния выключают печь, дают стечь
растворителю из цилиндра и оп-
ределяют объем воды в ловушке.
Цилиндр вместе с образцом из-
влекают из прибора, высушива-
ют при 102—105 °C и взвешива-
ют. Проэкстрагированный и вы-
сушенный образец используют
для измерения объема пор в нем.
Объем нефти в образце Ун
вычисляют по формуле
VH = y-(P1-P2-VBpB), (2.7)
Рн
где ри — плотность нефти; Pi —
масса цилиндра с образцом до
экстрагирования; Р2 — масса ци-
линдра с образцом после экстра-
гирования и сушки; Ув — объем
воды в образце; рв — плотность
воды.
Коэффициенты нефте- и водо-
насыщенности образца (в долях
единицы) будут равны:
Рис. 2.5. Прибор ЛП-4 для опре-
деления нефте-, водо-, газоиасы-
щенности пород:
1— холодильник; 2 —ловушка; 3 — во-
ронка Шотта; 4 — колба с растворите-
лем
1
31
Sh— Ун/Кпор, Sb—Ув/Упор. (2-8)
Коэффициент газонасыщенности образца
Sr= 1 sH — sB. (2.9)
2.6. Проницаемость горных пород
Проницаемостью горных пород называют их способность
пропускать жидкость или газ под действием перепада давления.
Почти все без исключения осадочные породы обладают прони-
цаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, неко-
торые известняки, несмотря на сравнительно большую порис-
тость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объ-
ясняется малым размером пор, преимущественно субкапилляр-
ного характера, в которых даже движение газа при реально
существующих в пластах перепадах давления затруднено.
Кроме пористости и размера пор на проницаемость горной
породы влияют также свойства фильтрующейся жидкости и ус-
ловия фильтрации. Так проницаемость породы для жидкостей,
содержащих активные компоненты, которые способны взаимо-
действовать с пористой средой, будет существенно отличаться
от проницаемости той же породы для жидкостей и газов, ней-
тральных по отношению к ней. При содержании в пористой
среде двух и более фаз (нефти, газа, воды) одновременно про-
ницаемость различна для каждой из фаз, более того, зависит
от доли объема пор, занимаемой фазами, и от взаимодействия
самих фаз. Это привело к необходимости введения понятий аб-
солютной, фазовой и относительной проницаемостей.
Под абсолютной проницаемостью принято понимать прони-
цаемость горной породы, которая определена по жидкостям
или газам, полностью насыщающим пустотное пространство
породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолют-
ная проницаемость характеризует только свойства самой поро-
ды и не должна зависеть от физико-химических свойств филь-
трующейся жидкости или газа и от условий фильтрации. Для
естественных горных пород практически сложно подобрать
жидкости, полностью инертные по отношению к ним (не вызы-
вающие набухание глинистых частиц, не образующие адсорб-
ционных слоев и т. п.), поэтому для определения абсолютной
проницаемости используют газ, чаще всего воздух.
Фазовой (эффективной) проницаемостью называют прони-
цаемость горной породы для одной фазы при наличии или дви-
жении в поровом пространстве породы многофазной системы.
Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы,
но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности по-
рового пространства той или иной фазой и от характера меж-
молекулярного взаимодействия на границах раздела между
фазами и на поверхности пор.
32
Влияние условий фильтрации на проницаемость горной по-
роды характеризует относительная фазовая проницаемость —
это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
Количественной характеристикой проницаемости служит ко-
эффициент проницаемости, являющийся коэффициентом про-
порциональности в линейном законе фильтрации — законе
Дарси. Согласно этому закону скорость фильтрации и прямо
пропорциональна градиенту давления Др/А/ (перепаду давле-
ния, действующему на единицу длины) в пористой среде и
обратно пропорциональна динамической вязкости р фильтрую-
щегося газа или жидкости
„. . <2 ..... к Ар
F ~ Ц М '
(2.10)
где Q — объемный расход жидкости или газа (объем жидкости
или газа, проходящий через пористую среду в единицу време-
ни) ; F — площадь фильтрации.
Скорость фильтрации—это фиктивная величина, не имею-
щая физического аналога, которая определяется как отношение
расхода жидкости или газа к площади фильтрации. Единица
скорости фильтрации — метр в секунду (м/с). За площадь
фильтрации принимают всю площадь поперечного сечения по-
ристой среды, нормальную по отношению к направлению филь-
трации, включая пустоты и минеральную часть. Скорость филь-
трации отличается от истинной (физической) скорости движения
жидкостей или газов в пористой среде. Для определения сред-
ней скорости движения жидкости или газа необходимо объем-
ный расход разделить на площадь поперечного сечения только
поровых каналов s. Площадь поперечного сечения поровых ка-
налов s — mF, где m — коэффициент открытой пористости. Тогда
средняя скорость движения жидкости или газа
Q Q v
ш =—=——
s mF m
(2.И)
Размерность коэффициента проницаемости k легко получить,
учитывая размерность физических величин в законе Дарси
(1.10). В СИ единицей давления является паскаль (Па = Н/м2),
длины — метр (м); динамической вязкости — паскаль-секунда
(Па-с = Н-с/м2). Тогда из закона Дарси следует
м Н-с
.— ----- м
гм - MTM1-IAZ] _ с М2
~ im--------------нм* -м •
Итак, в 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 давле-
ния 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м3/с.
Закон Дарси используется для определения как абсолютной,
3—1020
33
так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в
широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких
скоростях фильтрации. На практике с нарушением линейного
закона фильтрации встречаются при фильтрации газа в пласте,
в этом случае пользуются более сложным законом, который
будет рассмотрен при изучении притока газа к скважине.
2.7. Фазовая проницаемость горных пород
Коллекторы нефтяных и газовых месторождений насыщены
несколькими фазами. Так в пласте нефтяного месторождения
наряду с нефтью часть пустотного пространства коллектора за-
полнена водой, и, кроме того, часть может занимать газ. В кол-
лекторах газовых месторождений также часть пустот заполнена
водой, а в коллекторе газоконденсатного месторождения может
присутствовать еще и жидкая углеводородная фаза выделивше-
гося из газа конденсата. Насыщенность пласта теми или иными
фазами непостоянна, она сильно изменяется вблизи контуров
нефтегазоносности, меняется в процессе разработки месторож-
дений. Для описания движения жидкостей и газов в таких ус-
ловиях, как ранее указывалось, введены понятия фазовой про-
ницаемости и относительной фазовой проницаемости.
На фазовые проницаемости влияют в той или иной мере
почти все физические параметры, характеризующие состояние
и свойства многофазной пластовой системы, но в наибольшей
мере насыщенность коллектора фазами. Для того, чтобы вы-
явить влияние на фазовую проницаемость условий движения,
изучают относительные фазовые проницаемости, полагая, что
для коллекторов с различными абсолютными проницаемостями
они будут одинаковыми или, по крайней мере, близкими.
Влияние на фазовые проницаемости наиболее сильно дейст-
вующего фактора — насыщенности — иллюстрируется зависимо-
стями относительной фазовой проницаемости от коэффициента
насыщенности. При наличии в коллекторе двух фаз достаточно
построить зависимость относительной фазовой проницаемости
для каждой фазы от насыщенности одной из них, так как насы-
щенность второй фазой будет однозначно определяться насы-
щенностью первой фазой (рис. 2.6). Зависимости строят на ос-
новании результатов лабораторных исследований и реже по
промысловым данным. Относительную фазовую проницае-
мость для каждого компонента определяют в следующем виде
kz* = kBlk-, £н* = £н/£; fer* = fer/fe, (2.13)
где kB*, kn* и kr* — относительные фазовые проницаемости со-
ответственно для воды, нефти и газа; k — абсолютная прони-
цаемость пористой среды; k&, kn и fer — проницаемость пористой
среды соответственно для воды, нефти и газа. Относительные
34
фазовые проницаемости выражают в долях единицы или про-
центах от абсолютной проницаемости.
Для вычисления коэффициентов фазовых проницаемостей
по экспериментальным данным пользуются законом Дарси, за-
писанным для каждой фазы в следующем виде:
v р =А_ Д₽_ Vr-_=J^±P (2.14)
в цв AZ ’ н р,н AZ цг AZ 7
где vB, v„ и vr — скорости фильтрации соответственно воды,
нефти и газа; цв, рн и цг— коэффициенты динамической вяз-
кости соответственно для воды, нефти и газа; Др/Д/— гради-
Рис. 2.7. Зависимость относительных
фазовых проницаемостей для нефти и
газа от нефтенасыгценности:
1, Г — несцементированные пески; 2, 2' —
песчаники; 3, 3' — известняки
Рис. 2.6. Зависимость относитель-
ных фазовых проницаемостей для
газа и воды от водонасыгценности.
Пунктирной линией обозначена
суммарная фазовая проницаемость
для воды и газа
Из графиков видно, что с ростом насыщенности данной фа-
зой увеличивается и фазовая проницаемость пористой среды
для этой фазы, одновременно уменьшается проницаемость
для другой фазы, так как насыщенность пористой среды ею
уменьшается. Относительная проницаемость, как правило,
меньше единицы, следовательно фазовая проницаемость ниже
абсолютной для данной пористой среды. Суммарная фазовая
проницаемость, определяющая общий расход жидкости и газа
через пористую среду, также обычно меньше абсолютной. Ее
минимум соответствует насыщенности, при которой относитель-
ные проницаемости для фаз равны.
Кривые фазовых проницаемостей имеют важную особен-
3'
35
Рис. 2.8. Треугольная диаграмма трехфазного потока в пористой среде
ность: они, как правило, не проходят через начало координат.
Существует область насыщенностей, в которой проницаемость
пористой среды для одной из фаз равна нулю. Это означает,
что данная фаза занимает часть порового пространства, но
остается неподвижной. Неподвижная фаза удерживается капил-
лярными и поверхностными силами в мелких и тупиковых по-
рах, в виде пленки и отдельных капель или пузырьков, на
поверхности каналов. Объем неподвижной фазы различен для
песков, песчаников и известняков (см. рис. 2.7), так как интен-
сивность проявления капиллярных и поверхностных сил во мно-
гом зависит от структуры порового пространства указанных
пород. Если в пористой среде находится трехфазная система,
состоящая из воды, нефти и газа, то проницаемость пористой
среды необходимо характеризовать тремя фазовыми проницае-
мостями — для воды, нефти и газа. Их величина, также как и
при двухфазном течении, зависит от насыщенности пористой
среды фазами, структуры порового пространства, физико-хими-
ческих свойств фаз, самой пористой среды, условий фильтрации.
На рис. 2.8 показаны области насыщенностей, при которых
возможны одно-, двух- и трехфазные потоки в пористой среде.
Вершины треугольной диаграммы соответствуют 100%-ному
насыщению пористой среды одной из фаз; противоположные
36
этим вершинам стороны — отсутствию данной фазы в породе.
В каждой точке внутри треугольной диаграммы сумма насы-
щенностей равна единице. Диаграмма отражает качественную
картину движения в пористой среде. Кривые линии, отделяю-
щие на диаграмме возможные области одно-, двух- или трех-
фазного течения, построены на основании обработки экспери-
ментальных данных.
Как видно из рис. 2.8 при содержании в породе более 35%
газа движущейся фазой является только газ, а вода и нефть,
занимающие оставшийся объем пор, неподвижны. При содер-
жании газа меньше 10% и нефти меньше 23% поток содержит
одну воду, а при насыщенности водой от 20 до 30% и газом от
10 до 18% в движении участвует только нефть. Заштрихован-
ные промежуточные области насыщенностей, примыкающие к
той или иной стороне треугольной диаграммы, отвечают одно-
временному движению двух фаз: газ-вода, вода-нефть и газ-
нефть. Область насыщенностей, при которых одновременно
движутся три фазы, выделена двойной штриховкой и располо-
жена в центре диаграммы.
При разработке нефтяных и газовых месторождений движе-
ние жидкостей и газов в пласте всегда носит многофазный ха-
рактер, поэтому в технологических расчетах скоростей фильтра-
ции обязательно используют зависимости фазовых проницаемо-
стей от насыщенности. От того, насколько точно определены
фазовые проницаемости, во многом зависит достоверность рас-
четов и, соответственно, эффективность принятых на основании
этих расчетов технологических решений и действий.
2.8. Лабораторные методы определения проницаемости
Для определения проницаемости горных пород используется
множество приборов и установок. Конструктивно они могут
сильно отличаться в зависимости от того для измерения какого
вида проницаемости и в каких условиях предназначены: одни —
для определения абсолютной проницаемости по газу в условиях
низких давлений, другие — для измерения водопроницаемости,
третьи — для измерения проницаемости в пластовых условиях
и т. д. Но все они построены на принципе измерения расхода
и перепада давления на образце при пропускании через него
жидкости, газа или их смесей. Поэтому все устройства для из-
мерения проницаемости состоят из одинаковых по назначению
узлов. Так, кернодержатели предназначены для закрепления
образца породы цилиндрической формы. В наиболее совершен-
ных установках, например отечественной АКМ, кернодержатель
в сочетании с дополнительными устройствами обеспечивает
условия фильтрации, близкие к пластовым. Источники газа или
жидкости повышенного давления (компрессоры, поршневые
37
прессы, баллоны со сжатым газом и другие), контрольно-изме-
рительная аппаратура для определения расходов жидкости и
газа, перепада давления на образце породы и, если необходимо,
температуры, насыщенности образца и других параметров во
всех установках одинаковы.
Рассмотрим как действует прибор для определения абсолют-
ной проницаемости пород по газу (рис. 2.9).
Экстрагированный и высушенный цилиндрический образец
породы 4 помещают в резиновую втулку 5 и зажимают в кер-
нодержателе 6. Осушенный газ от компрессора или газового
баллона подают на вход прибора. В процессе фильтрации газа
через образец измеряют давление газа на входе в кернодержа-
Рис. 2.9. Схема прибора для определения абсолютной проницаемости пород
по газу:
/ — хлоркальциевая трубка для осушки газа; 2 — регулятор давления газа; 3 — манометр;
4 — образец породы; 5 — резиновая уплотнительная втулка; 6 — кернодержатель; 7—.га-
зовый счетчик
тель, перепад давления на образце и расход газа. Проницае-
мость образца определяют по формуле
* = (2.15)
где Qr — объемный расход газа, приведенный к среднему дав-
лению в образце; у,г — динамическая вязкость газа; L — длина
образца; Др — перепад давления на образце; F— площадь по-
перечного сечения. Необходимость использования среднего
расхода объясняется изменением объемного расхода газа по
длине образца из-за снижения давления от входа в образец к
его выходу. Среднее давление по длине образца вычисляют по
формуле
P=(Pi+P2)/2, (2.16)
где pi и р2 — соответственно давление газа на входе в образец
и на выходе из него.
38
Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации че-
рез образец происходит изотермически по закону Бойля — Ма-
риотта, получаем
Qr~2QoPol (pi + pa),
(2-17)
где Qo — расход газа при атмосферном давлении pQ.
Тогда формула для вычисления проницаемости образца при
фильтрации через него газа запишется в следующем виде:
(Pl-Pl) F •
(2.18)
Проницаемость горной породы по газу определяют, как пра-
вило, при невысоких давлениях, близких к атмосферному. Полу-
чаемые при этом значения абсолютной проницаемости будут
завышенными из-за проскальзывания газа, причем завышение
будет тем больше, чем ниже проницаемость образца. Явление
проскальзывания газа выражается в том, что при малых дав-
лениях или разрежении газа длина свободного пробега молекул
газа становится соизмеримой с размерами поровых каналов.
В результате гидравлические сопротивления течению газа
уменьшаются. Для получения достоверных значений абсолютной
проницаемости породы измерения проводят при нескольких
значениях среднего давления и экстраполируют полученные
результаты в область высоких давлений. Для этого строят гра-
фик (рис. 2.10) зависимости проницаемости образца от вели-
чины, обратной среднему давлению, и продолжают его до пере-
сечения с осью координат. Получаемое значение принимают за
абсолютную проницаемость. Считается, что она будет такой же,
как и для жидкости, химически инертной по отношению к по-
ристой среде.
Для определения водопроницаемости горных пород служит
прибор, схема которого показана на рис. 2.11. Перед определе-
нием проницаемости воду, находящуюся в емкости 4, подвер-
гают длительному вакуумированию. Одновременно с этим через
вентиль 5 вакуумируется и весь прибор, включая образец по-
роды, помещенный в кернодержатель 8. Затем, при закрытых
вентилях 1 и 6 вода из емкости 4 перепускается в емкость 3,
после чего емкость 2 заполняется маслом. Вентиль 1 открывают
и в емкость 2 подается сжатый воздух. Затем открывают вен-
тиль 6 и вода поступает в образец. Давление на входе в обра-
зец регулируют вентилем регулятора давления, изменяя давле-
ние сжатого воздуха в емкости 2, а давление на выходе — вен-
тилем 9. Измеряют давление манометрами 7. Если перепад
давления на образце мал, то его определяют по дифференци-
альному манометру 10. Расход жидкости измеряют с помощью
мерного цилиндра. Вакуумирование жидкости и прибора, соз-
дание давления на рабочую жидкость через слой масла исклю-
39
Рис. 2.10. Зависимость проницаемо-
сти образца от среднего давления
фильтрующего газа
Рис. 2.11. Схема прибора для опре-
деления водопроницаемости горных
пород:
I, 5, 6, 9 — вентили; 2, 3, 4 — емкости; 7 —
манометры; 8 — кернодержатель; 10 — диф-
ференциальный манометр
чают закупорку поровых каналов пузырьками воздуха и обес-
печивают условия для однофазной фильтрации.
Для изучения проницаемости горных пород в пластовых ус-
ловиях служит установка АКМ (рис. 2.12). Установка включает
в себя следующие основные элементы: кернодержатель 2 с все-
сторонним обжимом образца; фильтры 3, препятствующие по-
паданию механических загрязнений в образец; поршневой раз-
делитель 4, предотвращающий смешение фильтруемой через
образец жидкости с жидкостью из нагнетающего пресса; мано-
метры 9 на входе и выходе из образца и манометр 10 для из-
мерения давления гидрообжима образца; электроконтактный
манометр 8, предотвращающий повышение давления в системе
выше допустимого; дифференциальный манометр 1 для изме-
рения перепада давления на образце.
Расход жидкости в установке создается двумя плунжерны-
ми измерительными прессами 6 и 7. Они приводятся в движе-
ние электродвигателем через фрикционно-планетарный редук-
тор 5, позволяющий плавно регулировать скорость движения
40
8
Рис. 2.12. Схема установки АКМ для изучения проницаемости горных пород
в пластовых условиях:
/ — дифференциальный манометр; 2 — кернодержатель; 3 —фильтр; 4 — разделитель; 5 —
планетарный редуктор; 6, 7 — измерительные прессы; 8, 9, 10 — манометры; // — бачок;
12 — ручной пресс гидрообжима
плунжеров прессов в широком диапазоне. Напорный бачок 11
предназначен для заполнения системы жидкостью. Ручной
пресс 12 служит для создания гидравлического обжима образца.
Основное преимущество данной установки — возможность
определения проницаемости пород в условиях, близких к плас-
товым. Это обеспечивается конструкцией кернодержателя, по-
зволяющей с помощью гидравлического обжима создавать все-
стороннее давление на образец, имитирующее горное давление.
Для проведения измерений при температурах, соответствующих
пластовым, кернодержатель снабжен рубашкой, через которую
циркулирует горячая жидкость от термостата.
2.9. Карбонатность пород
Под карбонатностью пород подразумевают содержание в них
солей угольной кислоты: известняка СаСО3, доломита СаСО3-
• MgCO3, сидерита FeCO3 и др. Содержание их в породах колеб-
лется в широких пределах. Одни породы целиком состоят из
карбонатов, другие не содержат их совсем или содержат в не-
большом количестве, в виде цементирующего материала.
41
Рис. 2.13. Схема прибора для опре-
деления карбонатов в породе:
/ — цилиндр; 2 —бюретка; 3 — змеевик;
4—реакционная колба; 5 — термостат; 6 —
слнвной кран; 7 — мерная бюретка; 8—~
термометр; 9 — уравнительная склянка;
10 — кран
Изучение карбонатности
пород имеет большое значение
для выяснения условий обра-
зования осадочных пород, фор-
мирования вторичных пустот
в виде пор и каверн, для вы-
бора оптимальных условий
термического и химического
воздействий на них с целью
увеличения проницаемости,
выбора эффективных методов
повышения нефтеотдачи плас-
тов.
В лабораторной практике
содержание карбонатов в гор-
ной породе определяют путем
их химического разложения и
измерения количества выде-
лившегося в результате угле-
кислого газа. Содержание кар-
бонатов рассчитывают по от-
ношению к молекулярной мас-
се СаСО3, так как именно из-
вестняк составляет основную
часть карбонатов.
На рис. 2.13 показана схе-
ма прибора для определения содержания карбонатов в породе
по количеству углекислого газа, выделившегося в результате их
реакции с соляной кислотой.
СаСОз+2НС1 = СаС12+Н2О+СО2.
Для определения количества карбонатов экстрагированный
и высушенный образец породы растирают в ступке. Затем на-
веску породы 0,5—5 г в зависимости от содержания карбонатов
помещают в реакционную колбу 4, туда же помещают фарфо-
ровый тигелек с раствором соляной кислоты. С помощью урав-
нительной склянки 9 выравнивают уровни воды в бюретке 2 и
цилиндре 1, после чего наклоняют реакционную колбу и выли-
вают кислоту в породу. Выделившийся при взаимодействии
кислоты с карбонатами углекислый газ поступает по змеевику 3
в бюретку 2, вытесняя из нее воду в склянку 9, которую под-
держивают на такой высоте, чтобы уровни воды в бюретке 2
и цилиндре были одинаковыми.
После окончания реакции определяют разницу между на-
чальным и конечным положениями уровня воды в бюретке 2.
Она будет равна объему выделившегося в результате реакции
углекислого газа.
42
Иногда для ввода кислоты в реакционную колбу используют
бюретку 7. В этом случае снижение уровня воды в цилиндре 1
будет соответствовать сумме объема выделившегося СО2 и объ-
ема введенной соляной кислоты. Определяя по делениям бю-
ретки 7 объем кислоты, вычисляют объем выделившегося угле-
кислого газа.
Содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСОз по
найденному объему СО2 рассчитывают по формуле
K=Vp/(4,4a), (2.19)
где К — содержание карбонатов в породе, %; V — объем вы-
делившегося СО2, см3; р — плотность СО2 при температуре и
атмосферном давлении, мг/см3; а — масса взятой породы, г.
2.10. Механические и теплофизические свойства
горных пород и насыщающих пласт жидкостей
Знание механических свойств горных пород при эксплуата-
ции нефтяных и газовых скважин необходимо в связи с тем, что
ствол скважины соприкасается непосредственно с горной поро-
дой и изменения в горной породе при изменении давления и под
действием фильтрационных потоков могут оказывать непосред-
ственное воздействие на колонну. Это, в свою очередь, предъ-
являет определенные требования к прочности колонны. Кроме
того, при проектировании проведения в скважине различных
технологических мероприятий по воздействию на призабойную
зону пласта также необходимо учитывать механические харак-
теристики пласта. Основными механическими характеристиками,
проявляющими себя при эксплуатации скважин, являются упру-
гость и прочность горных пород.
Упругостью горных пород называют изменение объема по-
роды под действием давления. Под действием давления порода
сжимается, а при снятии давления расширяется.
О величине упругих деформаций породы судят по коэффи-
циенту объемной упругости, который определяется опытным пу-
тем с последующим расчетом по формуле
P = AVnOp/(V0Ap), (2.20)
где р — коэффициент объемной упругости породы, 1/Па,
ЛКпор — изменение объема пор в образце породы при изменении
давления на Ар, м3; Vo — объем образца породы, м3.
Коэффициент объемной упругости определяет в относитель-
ных величинах изменение объема при изменении давления на
1 Па.
Лабораторные и промысловые исследования показывают,
что величина коэффициента объемной упругости для нефтега-
зосодержащих пластов изменяется от 0,3-10-10—2-10“10 м2/Н.
43
Таблица 2.2
Средние значения теплофизических свойств горных пород
Горные породы Средняя плотность, 103 кг/м3 Коэффициент температуропро- водности, 107 м2/с Коэффициент теплопроводно- сти, Вт/(м-К) Удельная теп- лоемкость, кДж/(кг-К)
Карбонатные отложения
Доломиты 2,753 9,95 2,Н 0,802
Известняк 2,714 9,6 2,2 0,851
Известняк глини- 2,644 9,05 1,96 0,844
стый
Терригенные отложения
Аргиллиты 2,555 9,94 2,25 0,838
Алевролиты гли- 2,55 10,8 2,22 0,795
нистые
Песчаники:
нефтенасыщен- 2,198 11,57 1,7 0,737
ные
водонасыщенные 2,3 12,8 2,46 0,84
Коэффициент объемной упругости используется в расчетах
по исследованию скважин, а также при математическом описа-
нии процессов фильтрации жидкости (газа) в пластах при из-
меняющихся давлениях.
Другой механической характеристикой горной породы явля-
ется ее прочность на сжатие и растяжение, т. е. способность
оказывать значительное сопротивление сжатию (растяжению).
Прочность пород при растяжении во много раз меньше, чем при
сжатии. Прочность известняков на сжатие составляет 50—
180 МПа, песчаников— 15—20 МПа. I
Другие важные характеристики пластов и насыщающих их J
жидкостей — их теплофизические свойства, знание которых осо- J
бенно актуально в последние годы из-за применения тепловых Д
методов воздействия на призабойную зону скважин и пласт #
в целом. Теплофизические свойства горных пород и жидкостей |
зависят от многих факторов: температуры, давления, пористо- |
сти, водонасыщенности и минералогического состава породы и
насыщающих жидкостей. Т
В табл. 2.2 приводятся некоторые обобщенные результаты
исследований теплофизических свойств карбонатных и терри-
генных пород по результатам лабораторных исследований.
Эти результаты указывают на существенную дифференциа-
цию пород по теплофизическим свойствам, поэтому знание ли-
толого-петрографических особенностей пород, слагающих неф-
тепродуктивный пласт, определяет правильность выбора тепло-
физических коэффициентов. Кроме того, следует помнить, что
результаты исследований теплофизических свойств пород, при-
44
водимые в табл. 2.2, выполнены при комнатной температуре
(20°C). Для их пересчета на пластовые температуры можно
пользоваться формулой
=' 1+К (Г—Го) ’ (2.21)
где Хо — коэффициент теплопроводности при температуре То;
К. — поправочный коэффициент, К=(1—5)10~3; Го — темпера-
тура, при которой проведены лабораторные эксперименты; Т —
пластовая температура.
Исследованиями установлено, что слоистые породы имеют
разные коэффициенты теплопроводности по напластованию и
перпендикулярно к нему. Коэффициент вдоль напластования на
30—35% выше, чем перпендикулярно к нему.
Изменение теплофизических свойств горных пород от давле-
ния несущественное. Так, например при увеличении давления
на 100 МПа теплопроводность известняка изменяется только на
0,1%, поэтому при выборе теплофизических параметров для
расчетов предварительно подлежат изучению литолого-петро-
графические характеристики пород с учетом их физического
состояния по давлению, температуре, нефтегазоводонасыщенно-
сти и др.
Теплофизические свойства пород зависят от насыщенности и
характера фильтрационного потока в них. Так, например, дан-
ные исследований залежей нефти Песчанной-море (Азербай-
джанской ССР) показали, что для одних и тех же пластов в
условиях однофазного потока теплопроводность изменяется от
38,4 до 93 Вт/(м-К), а температуропроводность от 0,05 до
0,09 см2/с. Эти же параметры при фильтрации двухфазного по-
тока меняются соответственно от 7 до 45 Вт/(м-К) и от 0,005
до 0,025 см2/с. Кроме характеристик породы температурные
условия в стволе и пласте предопределяются также теплофизи-
ческими свойствами нефти, воды, газа. Ниже приводятся сред-
ние значения теплофизических свойств нефти и воды при стан-
дартных условиях (20 °C и 0,1 МПа).
Нефть Вода
Теплопроводность, Вт/(м-К).............. 0,139 0,582
Удельная теплоемкость, кДж/(кг-К) .... 2,1 4,15
Температуропронодность, м2/с........... 0,069—0,086 0,14
Зависимость теплопроводности нефти от температуры ха-
рактеризуется уравнением
Z=M1-М7’ —20)], (2.22)
где Мо— коэффициент теплопроводности при 20 °C; — тем-
пературный коэффициент теплопроводности. Для месторожде-
ний Северного Кавказа по Ю. М. Проселкову температурный
коэффициент изменяется от 78-10 5—121-10~5 Вт/(м-К).
45
Наиболее изучены теплопроводности метана и воздуха. Теп-
лопроводность (в Вт/(м-К)) воздуха в диапазоне температур
200—1000 К описывается уравнением
Л=0,0012+0,0808 -10~3 Г+0,0321 - 10~6 Т> —
— 0,0942-10-9 Г3+0,0468-10~12 Г4. (2.23)
Для проведения методов повышения нефтеотдачи (закачки
влажного пара и внутрипластового горения) следует знать
влияние температуры насыщения на теплофизические характе-
ристики воды и водяного пара.
Контрольные вопросы
1. По каким показателям классифицируют горные породы-коллекторы
нефти н газа?
2. Перечислите и охарактеризуйте основные коллекторские и физические
свойства пород-коллекторов.
3. Что понимают под пористостью горных пород, какими показателями
она характеризуется и как определяется?
4. Как определяется нефтеводогазонасыщенность горных пород?
5. Каким законом пользуются при определении проницаемости горных
пород?
6. Нарисуйте и объясните зависимость фазовых проницаемостей горных
пород от их насыщенности.
7. Что понимают под карбонатностью горных пород и как она опреде-
ляется?
8. Назовите основные теплофизические характеристики горных пород и
насыщающих жидкостей.
ГЛАВА 3
СОСТОЯНИЕ ЖИДКОСТЕЙ
И ГАЗОВ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ
3.1. Пластовые давление и температура
Нефть и газ, заполняя пустоты продуктивного пласта, зале-
гающего на больших глубинах в земной коре, находятся под
действием пластовых давлений и температур.
Под пластовым понимают давление, при котором нефть, газ
вода находятся в пустотах коллектора в естественных условиях
залегания. Природа и величина этого давления обусловлены
тем, что продуктивная часть пласта связана или была связана
ранее с выходом пласта на поверхность, через который проис-
ходило его питание водой. Разность уровней, часто значительная,
между областью питания на поверхности и глубиной залегания
продуктивной части пласта и определила наличие в поровом
пространстве избыточного давления, называемого пластовым.
46
Пластовое давление измеряют в скважинах с помощью owa-
жинных манометров или рассчитывают по положению уровня
жидкости в скважине. Так как за счет веса столба жидкости
давление у подошвы пласта выше, чем у кровли, то определение
пластового давления принято проводить в точке, соответствую-
щей середине продуктивного пласта.
Пластовое давление и уровень жидкости измеряют в нера-
ботающих или специально для этого остановленных скважинах.
Это позволяет избежать ошибок, связанных с процессом пере-
распределения давления при движении жидкости по пласту и
в скважине.
Если уровень жидкости в скважине расположен ниже ее
устья, о чем можно судить по отсутствию избыточного давления
на устье скважины, то пластовое движение можно рассчитать
по формуле
Pwi = pgH, (3.1)
где рпл — пластовое давление; р — плотность жидкости; g —
ускорение свободного падения; Н—высота столба жидкости в
скважине.
Если в неработающей скважине имеется избыточное давле-
ние на устье, то его учитывают при расчете пластового давления
Рпл = р£^Н~Ру, (3.2)
где Н — высота столба жидкости в скважине, равная расстоя-
нию от устья до середины пласта; ру — устьевое давление.
Следует иметь в виду, что плотность жидкости, заполняю-
щей скважину, меняется с глубиной из-за изменения давления
и температуры в скважине. Поэтому расчет пластового давления
сопровождается некоторой погрешностью, а точное его значение
можно определить только при непосредственном измерении.
В газовых скважинах, ствол которых заполнен легкосжимае-
мым газом, пластовое давление можно вычислить по баромет-
рической формуле у
Рпл=руе25, (3.3)
где s = 0,03415pL/(TcpZcp); ру — устьевое давление; £— рас-
стояние от устья до середины интервала перфорации; р — отно-
сительная плотность газа по воздуху; Тср — средняя температу-
ра газа в стволе скважины; zcp — коэффициент сверхсжимаемо-
сти газа, определяемый при средних давлении и температуре
по стволу скважины. Нельзя определить среднее давление по
стволу скважины при неизвестном пластовом давлении, поэтому
средний коэффициент сверхсжимаемости и пластовое давление
рассчитывают методом последовательных приближений. В ка-
47
честве средней температуры берут температуру, вычисляемую
по формуле
Гср = (Тз-Ту)1п-Ь-, (3.4)
где Т3, Ту — соответственно абсолютные температуры на забое
и устье скважины.
Расчет по формуле (3.3) обеспечивает достаточную точность
лишь для чисто газовых скважин. Наличие жидкости на забое
скважины исключает применение данного метода.
Пример. По известному статическому давлению на устье газовой
скважины необходимо определить пластовое давление в залежи. Глубина
скважины 2000 м, давление на устье 8 МПа, относительная плотность газа
по воздуху 0,6, средняя критическая температура газа 198 К, среднее кри-
тическое давление 4,5 МПа, средняя температура в скважине, вычисленная
по формуле (3.4), 283 К.
Зададимся первым приближением пластового давления, приняв его рав-
ным гидростатическому давлению 20 МПа. Для рс₽= (Ру+₽пл)/2= (8-р20)/2=
= 14 МПа и 7’ср=283 К определяем приведенные давление н температуру:
Гпр = 283/198= 1,43;. рПр= 14/14,5=3,1. Используя рис. 1.3, находим zCp=0,71.
По формуле (3.3) рассчитываем пластовое давление
Р0,0683-0,6-2000
Рпл=8е 283 -0,71 = 12 МПа.
Так как исходное и рассчитанное пластовые давления сильно различа-
ются, задаемся следующим приближением, приняв рПл=(20+12)/2=16МПа,
и повторяем расчет. Найденное по формуле (3.3) пластовое давление второ-
го приближения составило 11,9 МПа. Повторив процедуру расчета еще два
раза, в третьем и четвертом приближениях получаем совпадающие до третье-
го знака значения пластового давления, равные 11,8 МПа. Это значение и
будем считать истинным.
Начальное пластовое давление, измеряемое до начала раз-
работки залежи, кроме глубины залегания пласта зависит от
процесса формирования залежи, особенно от переуплотнения
коллектора, наличия гидродинамической связи с другими водо-
насыщенными пластами.
Пластовое давление можно выразить через высоту столба
жидкости h, уравновешивающую его, по формуле.
й=рпл/(ря). (3-5)
Сравнивая величину h, называемую гидростатическим напором,
с глубиной залегания пласта Нпл, судят о пластовом давлении.
Если гидростатический напор, обусловленный начальным плас-
товым давлением, составляет (0,8—1,3) Нпл, то давление счита-
ют нормальным. В противном случае говорят об аномально вы-
соком и аномально низком пластовых давлениях.
Величина пластового давления, его распределение по площа-
ди, динамика изменения во времени несут ценную информацию
о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участ-
48
денного пластового давления
ков залежи. Но измеренное в
различных частях залежи
пластовое давление будет от-
личаться и за счет разной
глубины залегания пласта в
сводовой и крыльевых зонах.
Для того, чтобы исключить
влияние глубины залегания
пласта, измеренное в скважи-
нах давление приводят к од-
ной плоскости, за которую
обычно проникают начальное
положение водонефтяного контакта (ВНК). Пластовое давле-
ние, приведенное к одной плоскости, называют приведенным
пластовым давлением.
Например, если пластовое давление, измеренное в трех сква-
жинах (рис. 3.1), pi, р2 и ps, то приведенное пластовое давление
вычисляют по формулам:
Pinp=pi+pHgAi;
Р2пр=Р2~Ьрн§'Й2; (3.6)
Рзпр = Рз-рвё'Лз,
где Л1, h2, Лз — расстояния от середины пласта в скважинах до
ВНК; рн и рв — соответственно плотность нефти и воды.
В связи с наличием потока тепла от ядра Земли к поверхно-
сти с глубиной возрастает и температура пластов. Величина, на
которую возрастает температура с увеличением глубины на
каждые 100 м, называется геотермическим градиентом. Для
различных районов в зависимости от теплофизических свойств
пород, толщины осадочного слоя пород и наличия циркуляции
подземных вод он может изменяться от 1 до 12 К на 100 м.
Наиболее часто встречающееся его значение 3 К на 100 м.
По известному геотермическому градиенту легко оценить
пластовую температуру, которую можно ожидать на данной
глубине
г=^г4^- <3-7)
где to — температура нейтрального слоя; Г — геотермический
градиент; Н — глубина, на которой определяется температура t\
h0 — глубина нейтрального слоя. Под нейтральным слоем, под-
разумевают слой земли, ниже которого не сказываются сезон-
ные колебания температуры. Для большинства районов страны
он находится на глубине 3—5 м. Температура в этом слое мо-
жет быть принята равной среднегодовой температуре воздуха
в данном районе.
4—1020
49
Пластовые давление и температура несут информацию об
энергетическом состоянии залежи. От них зависит большинство
физических характеристик пород и насыщающих жидкостей и
газов, фазовое состояние углеводородов в залежи.
3.2. Физические свойства нефти
и газа в пластовых условиях
Находящаяся при пластовых температурах и давлениях
сложная смесь углеводородов, которую мы называем нефтью,
значительно изменяет физические свойства после снижения
давления температуры до нормальных. Это связано с термиче-
ским расширением нефти, ее сжимаемостью и, в первую очередь,
с переходом части углеводородов в газообразное состояние.
Компоненты нефти, переходящие в нормальных условиях в
газообразное состояние, называют нефтяным газом, а содержа-
ние их — газосодержанием нефти. Главные компоненты нефтя-
ного газа — легкие углеводороды (метан и этан). По сравнению
с.газами из чисто газовых месторождений нефтяные тазы. содер:
жат значительно больше пропан-бутановой фракции, поэтому
их иногда называют жирными газами..Относительная плотность
нефтяных газов обычно больше единицы.
Количество растворенного в нефти газа характеризуют газо-
содержанием нефти, под которым подразумевают объем газа,
выделившийся из единицы объема пластовой нефти при сниже-
нии давления и температуры до стандартных условий (давление
0,1 МПа и температура 20 °C). Объем выделившегося газа так-
же должен быть приведен к стандартным условиям. Если из
нефти, занимающей в пластовых условиях объем Ун, выделился
объем газа VT, то газосодержание G рассчитывают по следую-
щему соотношению:
G = VT/Va. (3.8)
Газосодержание выражают в м3/м3. Оно изменяется обычно от
25 до 100 м3/м3, но иногда может достигать нескольких сотен
кубометров газа в кубометре нефти.
Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя
понятие давления насыщения, под которым понимают макси-
мальное давление, при котором газ начинает выделяться из
нефти при ее изотермическом расширении.
Первоначально нефть находится под действием пластового
давления. Расширение ее возможно лишь при снижении давле-
ния. По мере снижения давления уменьшается количество газа,
которое может быть потенциально растворено в данном объеме
нефти. При определенном давлении газ, содержащийся в нефти,
уже не может быть в ней полностью растворен и избыточная его
часть переходит в свободное газообразное состояние. Это дав-
.50
ление и принимается за давление насыщения нефти газом. По
мере дальнейшего снижения давления объем выделившегося
газа будет расти вплоть до полной дегазации нефти.
Давление насыщения нефти газом может равняться пласто-
вому или быть ниже его. В первом случае нефть в пласте пол-
ностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Разница
между давлением насыщения и пластовым может колебаться от
десятых долей до десятков мегапаскалей.
Знание давления насыщения позволяет прогнозировать усло-
вия, при которых происходит переход нефти в двухфазное со-
стояние при движении ее по пласту, в скважине и коммуника-
циях на поверхности.
Давление насыщения нефти газом зависит от состава плас-
товой нефти, пластовой температуры и определяется закономер-
ностями растворения газов в жидкостях. При больших давлени-
ях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти
подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество
газа 14, растворяющегося при данной температуре в объеме
жидкости Гж, прямо пропорционально давлению газа р над по-
верхностью жидкости:
Гг = арГж, (3.9)
где а—коэффициент растворимости газа 1/Па.
Коэффициент растворимости показывает какое количество
газа растворяется в единице объема нефти при увеличении дав-
ления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти —
величина непостоянная. В зависимости от компонентного соста-
ва нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется
от 0,4-105 до 5-Ю-5 1/Па.
В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет
состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже раствори-
мы в нефтях, чем газы с относительно большей молекулярной
массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефтях, содержащих
большее количество легких углеводородов, растворимость газов
выше по сравнению с тяжелыми нефтями. С ростом температу-
ры растворимость газов в нефти уменьшается.
Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент раст-
воримости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти
растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефтей с
большим содержанием метана, находящихся при высоких плас-
товых температурах, обычно высокие давления насыщения,
а у тяжелых нефтей с малым содержанием метана при низких
пластовых температурах — низкие.
С количеством растворенного газа связано различие физи-
ческих свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности.
Изменение объема нефти в результате действия пластового
давления, температуры, растворенного газа, характеризуется
4* 51
объемным коэффициентом и усадкой нефти. Объемный коэффи-
циент b — это отношение объема нефти в пластовых условиях
Упл к объему этой же нефти после отделения газа на поверхно-
сти Удег:
Ь=Упл/Удег. (3.10)
Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дега-
зированной нефти в связи с повышенной пластовой температу-
рой и содержанием большого количества растворенного газа.
Однако высокое пластовое давление обусловливает некоторое
снижение объема нефти вследствие ее сжимаемости. Поэтому
при снижении давления от пластового до давления насыщения
происходит увеличение объема нефти. При_достижении давле-
ния насыщения из~нефти начинает выделяться растворенный
Таз/ что ведет к уменьшению ее объема. На уменьшение объёма
нефти влияет и снижение температуры от пластовой до темпе-
ратуры на поверхности. При расчете объемного коэффициента
объем дегазированной нефти определяется в стандартных усло-
виях (атмосферное давление и температура 20°C). Объемный
коэффициент обычно изменяется от 1,05 до 1,4. Однако извест-
ны нефти, у которых объемный коэффициент достигает 3 и
более.
Усадка нефти характеризует разницу между объемом плас-
товой и дегазированной нефти, отнесенную к объему нефти в
пластовых условиях. Усадка нефти однозначно связана с объ-
емным коэффициентом
гт __ Пт л — Ицег Ь— 1
Гпл Ь
усадка может превышать 50%, по-
при пересчете объема нефти, изме-
групповых замерных установках, на
(3.11)
Для некоторых нефтей
этому учет ее обязателен
ренного на поверхности в
пластовые условия.
При давлениях выше давления насыщения, когда весь газ
находится в растворенном состоянии, влияние давления на из-
менение объема нефти характеризуют коэффициентом сжимае-
мости нефти:
₽ =-L
1н V \р '
(3.12)
где [Зн— коэффициент сжимаемости нефти, 1/Па; ДУ — изме-
нение объема нефти V при изменении давления.
Коэффициент сжимаемости дегазированных нефтей состав-
ляет 4-10—7-10_ 10 1/Па. Более высокие значения, достигающие
1-Ю-8 1/Па, характерны для легких, газонасыщенных нефтей.
С изменением объема нефти связано и различие плотностей
пластовой и дегазированной нефти (рис. 3.2). Вследствие рас-
:52
.ширения нефти ее плотность снижается при уменьшении давле-
ния от пластового до давления насыщения. При давлениях ниже
давления насыщения по мере выделения растворенного газа
плотность нефти значительно возрастает. Известны нефти, име-
ющие в пластовых условиях плотность менее 500 кг/м3, а в по-
верхностных после дегазирования — более 800 кг/м3.
Вязкость нефти в пластовых условиях всегда значительно
ниже вязкости дегазированной нефти. Наиболее сильно на вяз-
кость нефти влияют наличие в ней растворенного газа и плас-
товая температура. Чем выше газосодержание нефти и чем
больше в газе содержание высокомолекулярных компонентов,
тем ниже ее вязкость. Уменьшается вязкость нефти и с ростом
температуры (рис. 3.3). Повышение давления, если оно не со-
провождается ростом газосодержания, вызывает рость вязкости
нефти, но незначительный. За счет растворенного газа и высокой
пластовой температуры вязкость пластовой нефти может в де-
сятки раз быть меньше вязкости дегазированной нефти, изме-
ренной в нормальных условиях. Знание физических свойств
пластовой нефти необходимо при проектировании разработки
месторождения для гидродинамических расчетов, выбора мето-
дов повышения нефтеотдачи пластов и повышения продуктивно-
сти скважин. Работы по определению характеристик пластовых
нефтей выполняются научно-исследовательскими лабораториями
промышленных предприятий и институтов.
3.3. Аппаратура для исследования пластовой нефти
Исследование свойств нефти начинают с отбора проб. Наи-
более достоверные данные о свойствах пластовых нефтей полу-
чают при исследовании глубинных проб, отобранных с забоев
скважин. Отбор проб осуществляют глубинными пробоотборни-
ками, опускаемыми в скважины на проволоке и реже на трубах.
После отбора пробы на забое скважины камеры глубинных
пробоотбирников герметически закрываются, чем обеспечивается
сохранение естественного газосодержания нефти.
В зависимости от свойств нефти применяют пробоотборники
с проточными или непроточными камерами. Маловязкие нефти
с незначительным содержанием парафина отбирают пробоотбор-
никами с проточными камерами. Их спускают в скважину с от-
крытыми клапанами и их камера непрерывно промывается
восходящим потоком нефти.
На рис. 3.4, а приведена схема устройства пробоотборника
ПД-ЗМ с проточной камерой. При подготовке прибора к спуску
нижний клапан 12 открывают, отжимая деревянной оправкой
штифт на штоке 13, а верхний клапан 7 удерживают в открытом
положении через отверстие в корпусе пробоотборника. При этом
игла 8 верхнего клапана 7 раздвигает шарики 9 замка, муфта
53
Рис. 3.2. Зависимость плотности пла-
стовой нефти от давления:
1 — Ахтырское месторождение; 2 — Ново-
дмитриевское месторождение
Рис. 3.3. Зависимость вязкости пла-
стовой нефти от температуры:
/ — Тавельское месторождение; 2 — Улья-
новское месторождение; 3 — Усинское ме-
сторождение
10 упирается в них выступами и удерживает от закрытия ниж-
ний клапан. Верхний клапан остается в открытом состоянии
посредством рычага 5, упирающегося в шток 6. Закрытием кла-
панов управляет часовой механизм 2. При выдержке пробоот-
борника на забое часовой механизм 2 вращает валик 4, скреп-
ленный с рычагом 5. Перемещаясь, валик поворачивает вокруг
оси рычаг 5, который через заданный промежуток времени со-
скальзывает со штока 6. Под действием пружины шток закры-
вает верхний клапан 7. Одновременно игла 8 выходит из шари-
кового замка, освобождает муфту 10, и нижний клапан 12
закрывается. Большая полезная вместимость пробоотборника
ПД-ЗМ (800 см3), простота конструкции и обслуживания обес-
печили ему широкое применение для отбора проб маловязкой
нефти. Однако отбор им высоковязких парафинистых нефтей
затруднен из-за опасности закупорки отверстий пробоотборника
и плохих условий промывки камеры пробоотборника при его
спуске. Пробы таких нефтей отбирают пробоотборниками с не-
прочными камерами, клапаны которых при спуске закрыты.
Открытие и затем закрытие клапанов осуществляется специаль-
ными механизмами управления.
На рис. 3.4,6 приведена схема устройства пробоотборника
с непроточной камерой ВПП-300. Пробоотборник состоит из
трех блоков: приемной 4 и балластной 2 камер и гидравличе-
ского реле времени, управляющего открытием клапанов. Перед
спуском прибора в скважину приемная 4 и балластная 2 каме-
ры заполнены воздухом при атмосферном давлении, вход в
54
Рис. 3.4. Пробоотборники ПД-ЗМ
(а) и ВПП-300 (б):
а — 1 ~ корпус; 2 — часовой механизм; 3 —
ходовой виит; 4 — валик; 5 — рычаг; 6 —
шток верхнего клапана; 7 — верхний’ кла-
пан; 8 — игла; 9 — шарики; 10— муфта;
И — приемная камера; 12 — нижний кла-
пан; 13 — шток нижиего клапана
— /— корпус: 2~ балластная камера; 3,
12 — гидравлическое сопротивление; 4 —
приемная камера; 5, /0 —поршень; 6 — кла
//—камера реле времени; 13 — камера
Рис. 3.5. Сосуд pVT установки
АСМ-ЗОМ:
/ — электродвигатель; 2 — верхний вентиль;
3 — передаточная муфта; 4 — постоянные
магниты; 5 — зубчатая передача; б —скла-
дывающаяся мешалка; 7 — толстостенный
цилиндр; 8— плунжер; 9 — электропривод
плунжера
; 7 —форклапан; 8 — отверстия; 9 — шток;
приемную камеру закрыт форклапаном 7. Камера реле време-
ни 11 заполняется маслом необходимой вязкости.
Через отверстия 8 нефть из скважины проникает в пробоот-
борник и приводит в действие реле времени. Поршень 10 под
давлением нефти вытесняет масло из камеры 11 через гидрав-
лическое сопротивление 12 в камеру 13. С поршнем 10 свободно
перемещается шток 9. Холостой ход реле времени, необходимый
для спуска пробоотборника на заданную глубину, продолжа-
ется до тех пор, пока головка штока 9 не дойдет до хвостовика
форклапана 7Скорость движения поршня 10 и, соответственно,
продолжительность холостого хода регулируются вязкостью
масла в камере 11. При дальнейшем движении вниз шток 9 по-
тянет за собой форклапан 7, который выйдет со своего посадоч-
ного места и откроет вход в приемную камеру 4. Нефть из
скважины, поступая через отверстия 8, отожмет клапан 6 и про-
никнет в приемную камеру. Под действием давления нефти
поршень 5 будет продвигаться, вытесняя воздух из приемной
камеры в балластную 2. Наличие гидравлического сопротивле-
ния 3 замедляет движение поршня и поэтому на входе в пробо-
отборник нет большого перепада давления, способного вызвать
разгазирование нефти. Когда поршень 5 дойдет до крайнего
положения и вся приемная камера заполнится нефтью, клапан
6 под действием пружины закроется. Пробоотборник комплек-
туется тремя сменными приемными камерами, что позволяет
при использовании одного гидравлического реле времени ото-
брать три пробы нефти.
Отобранные пробы нефти переводятся в специальные кон-
тейнеры или транспортируются в лаборатории в корпусе пробо-
отборника.
Свойства пластовых нефтей исследуют в специальных уста-
новках, позволяющих определить их газосодержание, плотность,
сжимаемость, объемный коэффициент, вязкость при различных
давлениях и температурах. Основной элемент таких устано-
вок— сосуд pVT, в котором проводят расширение газонефтяной
смеси с контролем ее объема, давления и температуры.
Сосуд (пресс) pVT установки АСМ-ЗОМ (рис. 3.5) представ-
ляет собой толстостенный цилиндр 7, в котором с помощью
электропривода 9 или вручную может перемещаться плунжер 8.
Полезная вместимость сосуда 200 см3. Объем смеси, находя-
щийся в нем, контролируют по положению плунжера с помощью
линейной неподвижной шкалы и вращающегося лимба с точ-
ностью до 0,02 см3. В цилиндре находится складывающаяся
мешалка 6, позволяющая быстро достичь термического и газо-
жидкостного равновесия. Мешалка 6 приводится в движение
передаточной муфтой 3 с постоянными магнитами 4. Муфта в
свою очередь приводится в движение электродвигателем 1 через
ременную и зубчатую 5 передачи.
56
Рис. 3.6. Схема установки АСМ-ЗОМ:
/—сосуд pVT; 2— блок сепарации; 3 — пробоотборник; 4 — блок перевода пробы; 5 —
вакуумный блок; 6 — вискозиметр ВВДУ
Проба нефти переводится в пресс (рис. 3.6) из пробоотбор-
ника 3 или контейнера с помощью блока перевода пробы 4,
состоящего из плунжерного насоса и промежуточной емкости,
заполненной соленой водой. Насос подает масло в верхнюю
часть промежуточной емкости, вытесняя из нее соленую воду,
которая поступает в пробоотборник и в свою очередь вытесняет
из него пластовую воду в пресс. Для предварительного вакууми-
рования всей системы служит вакуумный блок 5. Наличие тер-
мостатирующей рубашки позволяет переводить пробу из пробо-
отборника в пресс и исследовать ее свойства при заданной тем-
пературе.
После перевода пробы в пресс и термостатирования ступен-
чато увеличивают объем смеси в прессе, регистрируя давление.
По полученной зависимости давление — объем (рис. 3.7) опре-
деляют давление насыщения нефти газом и объемный коэффи-
циент пластовой нефти. Пока весь газ находится в растворен-
ном состоянии сжимаемость нефти мала и небольшое изменение
ее объема сопровождается значительным снижением давления.
В момент появления газовой фазы темп падения давления резко
снижается, поэтому давлению насыщения нефти газом соответ-
ствует точка А перелома кривой на рис. 3.7.
По точкам на линии АВ в области выше давления насыще-
ния по формуле (3.10) рассчитывают коэффициент сжимаемо-
57
Рис. 3.7. Зависимость давления от
объема для пластовой нефти
Рис. 3.8. Вискозиметр ВВДУ:
1—штуцер; 2— соленоидная катушка; 3 —
железный сердечник; 4 — шарик; 5 — ка-
либрованная трубка; 6 — толстостенная
трубка; 7 — термостатирующая рубашка;
8 — индукционные катушки; 9 — вентиль
сти нефти. Для определения объемного коэффициента, газосо-
держания и плотности нефти некоторое количество нефти вы-
пускают в блок сепарации 2 (см. рис. 3.6). Объем дегазирован-
ной нефти определяют по массе и плотности нефти, находящейся
в сепараторе, а объем газа измеряют бюреткой, заполненной
соленой водой. Какой объем это количество нефти занимало в
пластовых условиях определяют по разнице отсчетов на шкале
пресса до и после выпуска пробы. По полученным данным в
соответствии с формулами (3.8) — (3.11) рассчитывают газосо-
держание, объемный коэффициент растворимости газа и усадку
нефти.
Для определения вязкости нефти в пластовых условиях
установки АСМ снабжены вискозиметрами высокого давления
(ВВДУ). Принцип их действия (рис. 3.8) основан на измерении
времени падения шарика 4, которое прямо пропорционально
вязкости жидкости, заполняющей калиброванную трубку 5.
В верхнем положении шарик удерживается соленоидной катуш-
кой 2, образующей с железным сердечником 3 электромагнит.
При отключении электромагнита шарик начинает падать в
жидкости, а электронное устройство (см. рис. 3.6) автоматиче-
58
ски включает секундомер. Дойдя до нижней части трубки, ша-
рик попадает в поле индукционных катушек 8. Изменение их
индуктивности вызывает срабатывание электронного устройст-
ва, выключающего секундомер. Вязкость нефти рассчитывают
по формуле
р = т(рш — рж)К, (3.13)
где j.i — коэффициент динамической вязкости; т — время паде-
ния шарика; рш и рж — плотность материала шарика и иссле-
дуемой жидкости, соответственно; К — постоянная вискозимет-
ра, определяемая по времени падения шарика в жидкости с
известной вязкостью.
Термостатирующая рубашка 7 (см. рис. 3.8), которой снаб-
жен вискозиметр, позволяет определить вязкость нефти в ши-
роком диапазоне температур.
Отбор проб из скважин, их транспортировка и исследования
в стационарной лаборатории требуют больших затрат времени.
В некоторых случаях необходимо оперативное определение
свойств нефти непосредственно на промысле. Для этой цели ис-
пользуют передвижную лабораторию (ПЛИН-1), смонтирован-
ную на базе автомобиля высокой проходимости. Передвижная
лаборатория оснащена глубинными пробоотборниками, лебед-
кой для спуска приборов в скважины, устройствами перевода
проб, аппаратурой для исследования физических свойств нефти,
хроматографом для определения состава нефти и газа, микро-
ЭВМ для обработки результатов исследований.
Создан также комплекс глубинных приборов, позволяющий
исследовать свойства нефтей непосредственно на забое скважи-
ны. На принципе построения зависимости давление — объем ра-
ботает скважинный сатуриметр (прибор для определения дав-
ления насыщения). В скважинном вискозиметре регистрируется
время вытекания определенного объема нефти через капилляр.
Прибор для определения плотности нефти (скважинный пикно-
метр) отбирает пробу нефти в пикнометрическую капсулу, ко-
торую взвешивают уже на поверхности.
3.4. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
Пластовыми называют воды, приуроченные к продуктивным
пластам нефтяных и газовых месторождений. В зависимости от
положения, которое они занимают в залежи, их принято клас-
сифицировать следующим образом.
Краевые или контурные воды насыщают продуктивный пласт
за контуром нефтегазоносности. Их называют подошвенными,
если они подстилают нефтегазонасыщенную часть пласта.
Верхними называют воды водоносных горизонтов, залегаю-
щих выше нефтегазоносного пласта, нижними — воды горизон-
59
тов, залегающих ниже заданного нефтегазоносного пласта.
К промежуточным относят воды, приуроченные к водоносным-
пропласткам, которые расположены в самом продуктивном
пласте.
В нефтегазонасыщенных частях продуктивного пласта также
содержится вода, оставшаяся со времени образования залежи.
Эта вода, занимающая часть порового пространства и, как пра-
вило, являющаяся неподвижной, называется остаточной, иногда
связанной, погребенной или реликтовой водой.
Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на
процессы извлечения нефти и газа. Активные контурные и по-
дошвенные воды служат носителями пластовой энергии, вытес-
няющими углеводороды из пласта. Связанная вода, насыщая
часть порового пространства, участвует во всех поверхностных
явлениях, которые сопровождают движение нефти и газа в кол-
лекторе. Поэтому контроль, регулирование процесса разработки
месторождения, проектирование методов повышения нефтеот-
дачи пластов требуют изучения свойств пластовых вод.
Пластовые воды представляют собой сложные растворы,
в составе которых — неорганические соли, газы, растворимые в
воде органические вещества. Все они перешли в воду в течение
длительного ее контакта с горными породами, газами и нефтью.
Наличие этих компонентов обусловливает отличие физических
свойств пластовых и пресных вод.
Среди растворенных в пластовой воде веществ преобладают
неорганические соли: хлориды, сульфаты и карбонаты щелоч-
ных и щелочноземельных металлов. Соли диссоциируют в воде
с образованием соответствующих ионов. Количественные соот-
ношения между содержанием главных ионов: К+, Na+, Са2+,
Mg2+, С1“, SO42~ НСОз~, СОз2", положены в основу принятой
у нас в стране химической классификации вод по Сулину.
Общее содержание в воде растворенных солей принято на-
зывать минерализацией, величина которой колеблется в широ-
ких пределах. В зависимости от общей минерализации пласто-
вые воды подразделяют на три класса: пресные воды с содер-
жанием солей менее 0,1%; минерализованные — 0,1—0,5%;
рассолы — более 5%.
Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не
превышает 1,5—2 м3/м3. В составе растворенного газа преобла-
дают метан, азот и углекислый газ.
Общая минерализация, газосодержание, температура и дав-
ление оказывают наиболее существенное влияние на все физи-
ческие свойства пластовых вод.
Плотность пластовой воды растет с увеличением минерали-
зации. Известны пластовые воды, плотность которых достигает
1450 кг/м3 при общей минерализации 642,8 кг/м3. В пластовых
условиях плотность воды, как правило, меньше, чем в поверх-
60
ностных условиях. Это связано с термическим расширением во-
ды при повышении температуры; пластовое давление из-за низ-
кой сжимаемости воды влияет на ее плотность незначительно.
Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от темпе-
ратуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержа-
ния и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод
нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2—1,5 МПа-с.
С ростом температуры вязкость воды существенно уменьшается,
а с ростом минерализации — возрастает, иногда в 1,5—2 раза
по сравнению с пресной водой.
3.5. Поверхностные явления при движении нефти,
воды и газа в пористой среде
Насыщенная нефтью, водой, газом пористая среда представ-
ляет собой многофазную гетерогенную систему, отдельные ком-
поненты которой (минеральный скелет пористой среды, нефть,
вода, газ) называются фазами. Значительное различие физико-
химических свойств фаз служит причиной возникновения на
границах их контакта специфических поверхностных явлений.
В связи с тем, что площадь поверхностей контакта фаз очень
велика (например, только суммарная площадь поверхностей
пор в 1 м3 породы коллектора может составлять 104—105 м2),
влияние поверхностных явлений на движение жидкостей и газов
в пористых средах оказывается сильным. Поверхностные явле-
ния во многом определяют количество и распределение в поро-
вом пространстве связанных и остаточных нефти, воды, форму
кривых фазовых проницаемостей, эффективность многих мето-
дов повышения нефтеотдачи пластов. Они играют большую роль
при образовании и разрушении эмульсий и пен в других про-
цессах, связанных с движением и взаимодействием систем в
пласте, скважинах и поверхностных сооружениях.
Среди многообразных поверхностных явлений, протекающих
на границах раздела фаз, особое влияние на эффективность
разработки нефтяных и газовых залежей оказывают поверх-
ностное натяжение, капиллярное давление, смачиваемость, ка-
пиллярная пропитка и адсорбция.
Поверхностное натяжение на границе раздела фаз возникает
вследствие того, что молекулы вещества, находящиеся вблизи
поверхности раздела взаимодействуют не только между собой,
но и с молекулами вещества соседней фазы. Молекула вещест-
ва, расположенная в любом положении внутри жидкости испы-
тывает равномерное воздействие со стороны окружающих ее
молекул. Поэтому равнодействующая всех сил молекулярного
воздействия равна нулю, и молекула может свободно переме-
щаться в объеме в любом направлении. Иначе обстоит дело о
молекулами, находящимися в поверхностном слое. Здесь силы,
61
действующие на молекулу, направлены внутрь жидкости и вдоль
поверхности раздела, равнодействующая их не равна нулю и
направлена внутрь жидкости. Поэтому для образования новой
поверхности, связанной с перемещением молекул из объема в
поверхностный слой, требуется совершение определенной
работы.
Работа обратимого изотермического образования единицы
новой площади поверхности раздела фаз при постоянстве дав-
ления называется поверхностным натяжением. Так как при об-
разовании поверхности совершается работа, то поверхностный
слой обладает избытком энергии, называемым свободной по-
верхностной энергией.
Величина поверхностного натяжения в СИ измеряется в
Дж/м2 или в Н/м. Она зависит от природы и состава контак-
тирующих фаз, давления и температуры. Поверхностное натя-
жение нефти и воды на границе с газом обычно составляет от 5
до 70 мН/м и уменьшается с ростом давления и температуры.
Поверхностное натяжение на границе нефть — вода во многих
случаях находится в пределах 20—30 мН/м, но в зависимости
от минерализации воды, содержания в нефти активных компо-
нентов (смол, асфальтенов, нафтеновых кислот и т. п.), давле-
ния, температуры может изменяться в более широких пределах.
Приборы для определения поверхностного натяжения осно-
вываются на измерении усилия, необходимого для разрыва
поверхности межфазного раздела по периметру определенной
длины. Наибольшее распространение получили метод отрыва
(взвешивания) капель, отрыва кольца, отрыва пластины.
На рис. 3.9 показан прибор для определения поверхностного
натяжения методом отрыва капель — сталагмометр. С его по-
мощью находят поверхностное натяжение на границе двух жид-
костей, одна из которых, имеющая меньшую плотность, запол-
няет шприц 3, другая содержится в стакане 1. Измеряя микро-
метром 4 объем капли в момент ее отрыва от капилляра 2,
рассчитывают межфазное поверхностное натяжение о по сле-
дующему соотношению:
о = К(Р1 —р2)У, (3.14)
где К — постоянная сталагмометра, определенная по двум жид-
костям с заранее известным межфазным поверхностным натя-
жением; pi, р2— плотности жидкостей соответственно в стакане
и шприце; V — объем капли.
Наличие на границах раздела фаз избыточной поверхност-
ной энергии обусловливает стремление системы занять такое
положение, при котором ее площадь поверхности минимальна.
Поэтому термодинамически устойчивая форма капли жидко-
сти— сфера, имеющая при данном объеме наименьшую пло-
щадь поверхности и, следовательно, минимальную поверхност-
-62
Рис. 3.9. Сталагмометр:
1—стакан; 2 — капилляр (игла); 3 —
шприц; 4 — микрометр
Рис. 3.10. Равновесие капли жидко-
сти на твердой поверхности:
/ — капля; 2 — окружающая среда; 3 —•
твердое тело
ную энергию. При контакте трех фаз, одна из которых твердая,
стремление системы к минимуму поверхностной энергии прояв-
ляется через смачивание.
Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости,
то после наступления равновесия она приобретает линзообраз-
ную форму (рис. 3.10,а), обусловленную взаимодействием трех
поверхностных натяжений: капли на границе с твердым телом
О1,з, на границе капли с окружающей средой (жидкостью или
газом) 01,2 и на границе твердого тела с окружающей сре-
дой Ог,з.
Поверхностное натяжение 01,3 на границе твердого тела с
каплей жидкости стремится сократить площадь их контакта,
этому препятствует поверхностное натяжение о2,з на границе
твердое тело — окружающая среда, а вклад поверхностного на-
тяжения на границе с окружающей средой будет зависеть от
угла 0, который 01,2 образует с поверхностью твердого тела.
После нанесения на поверхность капля будет растекаться по ней
до тех пор, пока не наступит равновесие трех поверхностных
натяжений. Спроектировав вектор 01,2 на поверхность твердого
тела, получим равновесие, отвечающее минимуму поверхностной
энергии при контакте трех фаз и называемое законом Юнга:
6»
02,3 — Ol,3-f-Ol,2 COS 0.
(3.15)
Угол 0 между поверхностью твердого тела и касательной к
капле, имеющий вершину на линии раздела трех фаз, называ-
ется краевым углом смачивания и является мерой смачиваемо-
сти твердого тела жидкостью. Поверхность смачивается жидко-
стью, если 0<9О° (рис. 3.10,6), и не смачивается жидкостью,
если 0>9О° (рис. 3.10,г). Если краевой угол близок к 90°, то
поверхность обладает нейтральной смачиваемостью (рис.3.10,в).
В практике угол отсчитывают от касательной в сторону вод-
ной фазы, а смачиваемую водой поверхность (9<90°) называ-
ют гидрофильной, несмачиваемую (0>9О°)—гидрофобной.
В естественных условиях породы-коллекторы неоднородны
по смачиваемости. Часть поверхности пор гидрофильна, другая
часть гидрофобна. Это объясняется сложным минералогическим
составом пород, разнообразной структурой поверхности самих
зерен минералов, возможностью изменения характера смачивае-
мости поверхности при ее контакте с нефтью и закачиваемыми
водами. Чистая поверхность большинства минералов гидро-
фильна, но при адсорбции на ней активных асфальтосмолистых
компонентов нефти поверхность может стать гидрофобной. По-
этому, характеризуя смачиваемость породы-коллектора, подра-
зумевают ее преимущественную смачиваемость, т. е. какой жид-
костью (водой или нефтью) она смачивается в большей степени.
Преимущественную смачиваемость породы-коллектора оценива-
ют на основании результатов капиллярной пропитки и гидроди-
намического вытеснения одной жидкости другой.
Капиллярное давление и капиллярная пропитка — поверх-
ностные явления в пористых средах, возникающие вследствие
наличия преимущественной смачиваемости поверхности поровых
каналов.
Если капилляр привести в контакт со смачивающей его по-
верхность жидкостью, то стремясь сократить избыточную по-
верхностную энергию, жидкость начнет самопроизвольно дви-
гаться по капилляру. В вертикальном капилляре жидкость бу-
дет подниматься до тех пор, пока поверхностные силы не будут
уравновешены весом столба жидкости. Высоту столба жидкости
можно охарактеризовать гидростатическим давлением, соответ-
ственно уравновешивающие его в капилляре поверхностные си-
лы можно представить как капиллярное давление. Капиллярное
давление рк связано с радиусом капилляра следующим соот-
ношением:
pK = 2ocosO/r. (3.16)
Капиллярное давление выражает разность давления в сма-
чивающей и несмачивающей фазах. Оно направлено в сторону
несмачивающей фазы. В зависимости от характера смачиваемо-
64
t
Вода
Нефть
t
Нефть
Рис. 3.11. Характер вытеснения нефти водой в гидрофобном (а) и гидро-
фильном (б) пластах
сти породы капиллярное давление может способствовать вытес-
нению нефти из породы или же препятствовать ему.
Под действием капиллярного давления смачивающая фаза
может самопроизвольно впитываться в пористую среду, вытес-
няя из нее несмачивающую фазу.
Так как смачивающая жидкость обладает меньшей свобод-
ной поверхностной энергией, а мелкие поры — большей удельной
поверхностью, то смачивающая и несмачивающая фазы само-
произвольно перераспределяются в пористой среде таким обра-
зом, чтобы смачивающая фаза занимала мелкие поры, а не
смачивающая — крупные. При таком распределении фаз дости-
гается минимум свободной поверхностной энергии. Явление, при
котором смачивающая жидкость внедряется в пористую среду
исключительно под действием капиллярных сил, называется
капиллярной пропиткой.
На рис. 3.11 проиллюстрирован характер вытеснения нефти
водой из гидрофобного и гидрофильного пластов. В гидрофоб-
ной породе вода как несмачивающая фаза движется по наибо-
лее широким порам, а нефть — смачивающая фаза, покрывает
5—1020
65
поверхность зерен и остается в сужениях поровых каналов.
Капиллярное давление, направленное в сторону несмачивающей
фазы (воды), препятствует проникновению воды в мелкие поры,
занятые нефтью. В гидрофильной породе вода под действием
капиллярного давления вытесняет нефть из сужений в крупные
поры. В них нефть после вытеснения остается в виде отдельных
капель, окруженных водной фазой. Общее количество остаточ-
ной нефти в гидрофильных коллекторах значительно меньше по
сравнению с гидрофобными. Особенно важную роль капилляр-
ная пропитка играет в породах с сильно неоднородными коллек-
торскими свойствами и пористо-трещиноватых коллекторах.
Избыточную поверхностную энергию многофазной системы
можно уменьшить путем снижения поверхностного натяжения
за счет адсорбции на границах раздела фаз активных компонен-
тов, содержащихся в жидкостях. Вещества, способные адсорби-
роваться на поверхности раздела фаз, называются поверхност-
но-активными. Молекулы этих веществ состоят из полярной и
неполярной групп. Находясь на поверхности, они ориентируются
таким образом, чтобы поверхностное натяжение на границе
раздела фаз было минимальным. На поверхности раздела кон-
центрируются компоненты, которые наиболее сильно снижают
поверхностное натяжение, соответственно концентрация их в
объеме фазы становится меньше. Поэтому под адсорбцией по-
нимают самопроизвольное перераспределение компонентов на
поверхности и в объеме фазы.
Нефти в той или иной степени содержат поверхностно-актив-
ные вещества — нефтяные кислоты, асфальтосмолистые вещест-
ва и др. Адсорбция их на поверхности породы может являться
причиной ее гидрофобного характера смачиваемости.
Для повышения нефтеотдачи синтетические поверхностно-
активные вещества (ПАВ) добавляют в закачиваемые в пласт
воды, улучшая тем самым характер смачиваемости породы,
снижая поверхностное натяжение и уменьшая действие поверх-
ностных и капиллярных сил, препятствующих полному вытес-
нению нефти.
3.6. Нефтяные эмульсии
При вытеснении нефти водой из продуктивных пластов в
продукции скважин на определенном этапе неизбежно появля-
ется вода. Двигаясь по пласту, вода смешивается с нефтью, по-
ступающей из еще не обводненных интервалов пласта. При
совместном движении в пласте, скважине, поверхностных ком-
муникациях водонефтяная смесь постоянно и интенсивно пере-
мешивается. В результате перемешивания капли нефти и воды
измельчаются (диспергируются). На поверхности капель адсор-
бируются содержащиеся в нефти поверхностно-активные компо-
66
ненты, кристаллы парафина, механические примеси, образуя
бронирующую оболочку, которая препятствует слиянию капель
между собой. Результатом диспергирования и адсорбции явля-
ется нефтяная эмульсия.
В эмульсиях принято различать две фазы: внешнюю и внут-
реннюю. Жидкость, в которой размещаются капли другой жид-
кости называют дисперсионной средой (внешней, сплошной фа-
зой), а жидкость, находящуюся в виде мелких капель в диспер-
сионной среде, — дисперсной (внутренней, разобщенной) фазой.
По характеру дисперсной фазы и дисперсионной среды нефтя-
ные эмульсии подразделяют на прямого типа (нефть в воде),
если дисперсной фазой является нефть и обратного (вода в
нефти), если дисперсная фаза — вода. В скважинах и промыс-
ловых коммуникациях чаще образуются эмульсии обратного
типа.
Наиболее важные показатели свойств эмульсий — их плот-
ность, вязкость, дисперсность, стойкость. Плотность нефтяных
эмульсий определяется плотностью нефти и воды и легко мо-
жет быть рассчитана по долевому содержанию фаз. Дисперс-
ность эмульсий характеризуется распределением в ней капель
дисперсной фазы различного размера. Чем больше плотность
нефти, тем больше в ней поверхностно-активных компонентов,
чем меньше поверхностное натяжение на границе нефти и во-
ды, чем интенсивнее перемешивание водонефтяной смеси при
ее движении, тем меньшего размера частицы составляют ос-
новной объем дисперсной фазы.
Стойкость эмульсий во многом зависит от их дисперсности.
Наиболее стойкие эмульсии содержат капли размером 0,1—
20 мкм, разрушение их сопряжено с серьезными технологиче-
скими и техническими трудностями. Вязкость эмульсий зависит
не только от свойств нефти и воды и их количественного соот-
ношения, но и от дисперсности эмульсии. Мелкодисперсные
эмульсии могут иметь вязкость, в 100 и более раз превышаю-
щую вязкость входящей в ее состав нефти.
Образующиеся при добыче нефти эмульсии вследствие их
высокой вязкости и трудности разрушения осложняют процес-
сы транспорта и подготовки нефти на промысле. Вместе с тем
высокая вязкость эмульсий, плохая фильтруемость в поровое
пространство коллектора позволяют использовать их в качестве
рабочих жидкостей при глушении и промывке скважин, прове-
дении работ по интенсификации добычи нефти.
Контрольные вопросы
1. Как определяют пластовое давление и температуру?
2. Какие специальные показатели введены для характеристики свойств
нефти в пластовых условиях?
3. Охарактеризуйте конструкцию проточного и непроточного пробоотбор-
ников.
5* 67
4. Объясните как определяются основные свойства пластовой нефти на
установке типа АСМ.
5. Какими поверхностными явлениями сопровождается движение жид-
костей и газов в пористых средах?
6. Чем объясняется образование и устойчивость водонефтяных эмульсий?
ГЛАВА 4
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
4.1. Пластовая энергия и силы,
действующие в залежи
Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей
и газов в продуктивных пластах, являются собственная пласто-
вая энергия системы и энергия, подаваемая извне, главным об-
разом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жид-
костей и газов.
Пластовая энергия месторождений нефти и газа проявляет-
ся в различных формах, главные из которых — энергия напора
краевых или подошвенных вод, энергия сжатого газа, находя-
щегося в газовой шапке, энергия газа, первоначально раство-
ренного в нефти и воде и выделившегося в свободное состояние
при снижении давления, упругая энергия сжатых пород и жид-
костей, гравитационная энергия. Запасы и интенсивность про-
явления различных форм энергии зависят от геологического
строения залежи и всего района, коллекторских качеств пла-
ста, свойств пластовых жидкостей и газов.
Пластовая энергия расходуется на совершение работы по
перемещению жидкостей и газов в пласте и подъему их на
поверхность. Основная ее доля идет на преодоление сил внут-
реннего трения, обусловленных вязкостью жидкостей и газов,
и сил трения, возникающих при движении жидких и газовой
фаз относительно друг друга. Вязкостная составляющая потерь
энергии прямо пропорциональна скорости движения и вязкости
жидкости или газа.
Часть пластовой энергии тратится на преодоление сил инер-
ции, проявляющихся при фильтрации жидкостей и газов с вы-
сокими скоростями. В поровом пространстве сложной структу-
ры, скорость частиц жидкости и газа, проходящих через суже-
ния и расширения поровых каналов, постоянно увеличивается
и уменьшается. Изменение скорости и направления движения
частиц — причина возникновения сил инерции. Инерционная
составляющая потерь пластовой энергии прямо пропорциональ-
на плотности жидкости или газа к квадрату скорости движе-
68
ния. Ее доля особенно заметна при фильтрации газов, движу-
щихся в пластах с высокими скоростями.
Некоторая доля пластовой энергии тратится на преодоление
сил, которые обусловлены поверхностными явлениями, сопро-
вождающими фильтрацию жидкостей и газов, в частности на
преодоление капиллярных давлений, разрушение поверхност-
ных адсорбционных слоев, образование новых поверхностей
при отмыве и диспергировании нефти.
Определенная часть пластовой энергии расходуется на дви-
жение жидкостей и газа в стволе скважины, подъем их на по-
верхность и движение по внутрипромысловым коммуникациям
в период фонтанной эксплуатации скважин.
4.2. Режимы работы нефтяных и газовых залежей
Энергетическое состояние залежи — главный фактор, ограничи-
вающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и га-
за. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе
разработки формы пластовой энергии введено понятие режима
работы залежи. Для нефтяных месторождений принято выде-
лять водонапорный, упругий, газонапорный, растворенного газа
и гравитационный режимы.
В условиях водонапорного режима основной движущей си-
лой служит напор краевых и подошвенных вод. Водонапорный
режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная об-
ласть месторождения связана с земной поверхностью и посто-
янно пополняется дождевыми и талыми водами (рис. 4.1). Ме-
сто выхода пласта на поверхность или пополнения его водой
называется областью или контуром питания. Область питания
может находиться на расстоянии сотен километров от нефтена-
сыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной ча-
сти пласта через область питания обеспечивает постоянство
приведенного пластового давления на контуре питания, а при
хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной ча-
стью это создает наиболее благоприятные условия для разра-
ботки залежи.
Отбор нефти в начальный период разработки залежи при-
водит к некоторому снижению пластового давления в нефтенос-
ной части пласта. Возникшая разница давлений на контуре пи-
тания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление
которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление.
Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды пол-
ностью компенсирует отбор жидкости из залежи. При хороших
коллекторских свойствах законтурной водоносной части пласта
даже значительные отборы жидкости не приводят к существен-
ному снижению пластового давления в залежи. В таких слу-
чаях режим работы залежи называют иногда жестководонапор-
69
7
Рис. 4.1. Схема строения нефтяной залежи:
1 — с напором краевых вод; 2 — с газовой шапкой и напором подошвенных вод; 3 —
гидродинамически изолированной; I — иефтенасыщенный; II — водонасыщенный; III —
газоиасыщенный объемы пласта
ным. Мало меняющееся пластовое давление и связанное с ним
постоянство дебита скважин и газового фактора на протяжении
всего периода разработки месторождения — наиболее характер-
ные черты водонапорного режима работы нефтяной залежи.
Под газовым фактором понимают объем газа (приведенный к
нормальным условиям), поступающий из скважины вместе с
единицей объема нефти в нормальных условиях. Газовый фак-
тор может значительно превышать газосодержание нефти за
счет поступления в скважину газа из газонасыщенных про-
пластков, газовой шапки, а также газа, выделившегося из неф-
ти, находящейся в пласте в неподвижном состоянии.
При водонапорном режиме работы по мере отбора нефти
происходит перемещение контура нефтеносности к центру за-
лежи, что на определенном этапе закономерно приводит к появ-
лению пластовой воды в продукции скважин. Вследствие разли-
чия темпов отбора на отдельных участках залежи, неоднородно-
сти коллекторских свойств пласта, различия вязкостей нефти и
воды, за счет капиллярных явлений продвижение происходит
неравномерно. Поэтому и обводнение скважин наступает не сра-
зу, а постепенно. В пластовых залежах с напором краевых вод
(см. рис. 4.1) в первую очередь обводняются скважины, распо-
ложенные ближе к контуру нефтеносности, и лишь на послед-
нем этапе разработки — скважины, находящиеся в сводовой ча-
сти залежи. В таких условиях причиной опережающего обвод-
нения может быть прорыв пластовой воды по отдельным высо-
копроницаемым интервалам пласта. Обводненность скважин
нарастает по мере приближения контура нефтеносности, но да-
же после обводнения всей продуктивной толщины пласта в
скважины еще долго поступает доотмываемая водой нефть. При
70
достижении предельной обводненности продукции, делающей
дальнейшую эксплуатацию скважин нерентабельной, их отклю-
чают.
В массивных залежах с подошвенной водой, называемых
еще водоплавающими (см. рис. 4.1), обводнение скважин мо-
жет произойти преждевременно из-за образования конуса по-
дошвенных вод. При разработке водоплавающих залежей в
скважинах вскрывают только верхнюю нефтенасыщенную часть
пласта. Отбор нефти приводит к возникновению перепада дав-
ления между нижней обводненной и верхней нефтенасыщенной
частями пласта. За счет этого перепада давления зеркало по-
дошвенной воды вблизи скважины начинает подниматься, обра-
зуя водяной конус. При прорыве подошвенной воды в скважину
обводнение ее прогрессирует довольно быстро, поэтому полная
обводненность продукции скважины может наступить еще за-
долго до выработки основных запасов нефти.
В гидродинамически изолированных залежах и залежах,
плохо связанных с областью питания, водонапорный режим раз-
работки, если это экономически и технически оправдано, со-
здают искусственно, путем закачки воды в пласт с поверхности
через нагнетательные скважины. Такой способ разработки мес-
торождений, называемый искусственным заводнением или про-
сто заводнением, получил широкое распространение у нас в
стране и за рубежом. В СССР на месторождениях, разрабаты-
ваемых с заводнением, в настоящее время добывается около
90% от общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается
более 2 млрд.м3 воды вгад.
Упрг/гн». режим разработки нефтяных месторождений прояв-
ляется в гидродинамически изолированных залежах при пла-
стовых давлениях в них выше давления насыщения нефти га-
зом. В таких условиях основным источником энергии служит
упругость пород-коллекторов и насыщающих их жидкостей.
В начальный период вода, нефть, скелет породы, находящиеся
под действием высокого пластового давления, сжаты и облада-
ют некоторым запасом упругой энергии. При вводе в эксплуа-
тацию добывающей скважины происходит снижение пластового
давления в ближайшей к забою зоне пласта. При снижении дав-
ления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем поро-
вого пространства уменьшается за счет расширения скелета
породы-коллектора. Все это обусловливает вытеснение жидко-
сти из пласта в скважину. Дальнейший отбор жидкости при-
водит к расходованию запаса упругой энергии во все более
удаленных зонах пласта. Сравнительно быстро область пони-
женного давления, ее часто называют областью упругого воз-
мущения, распространяется и на законтурную часть пласта.
Сжимаемость пород-коллекторов и жидкостей невелика, но
при значительных объемах пласта, особенно его водоносной ча-
71
сти, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены
большие объемы жидкости. Проиллюстрируем это на примере.
Пусть в круговом замкнутом пласте радиусом 50 км, толщи-
ной 10 м произошло снижение давления на 10 МПа. Сжимае-
мость воды и нефти будем считать одинаковыми рж = 5-
• 10-10 1/Па, а сжимаемость скелета рс=1-1О~10 1/Па, порис-
тость пласта т = 20%. Объем жидкости ДУ, который можно вы-
теснить из пласта за счет упругого запаса энергии, будет равен
сумме объемов ДУЖ и ДУП (соответственно увеличение объема
жидкости и уменьшение объема порового пространства коллек-
тора)
ДУ=ДУж+ДУп = тржДрУ+РсДрУ= (трж + рс) ДрУ, (4.1)
где У — объем пласта; т — пористость пласта; Др — снижение
давления в пласте; [Зж, [Jc — соответственно коэффициенты объ-
емной упругости жидкости и породы. Для кругового пласта У=
= 3,14-(50-Ю3)2-10 = 7,85-1010 м3. Тогда ДУ= (0,2-5-10-10+
+ 1 • 10-10)-7,85-1010-10-106 = 157-106 м3.
Объем жидкости ДУ, который можно вытеснить из пласта
за счет упругости коллектора и насыщающих его жидкостей
при снижении давления на величину Др называют упругим за-
пасом пласта. Коэффициент р*, показывающий сколько жидко-
сти можно вытеснить за счет упругих сил из единицы объема
пласта при снижении давления на единицу, называют коэффи-
циентом упругоемкости пласта. Из формулы (4.1) следует, что
£* = т^ж+рс. (4J.2)
Легко убедиться, что в рассматриваемом примере, упругий
запас пласта соизмерим с запасами нефти, содержащимися в
круговой залежи радиусом 10 км с толщиной пласта 10 м.
При большом объеме водоносной части пласта упругий за-
пас может быть настолько значителен, что по эффективности и
внешним проявлениям упругий режим разработки будет близок
к водонапорному. Он будет характеризоваться вытеснением
нефти водой, двигающейся из законтурной области, низким тем-
пом падения пластового давления, постоянством газового фак-
тора и дебитов скважин. В таких случаях его называют упру-
говодонапорным режимом. В замкнутых залежах с небольшой
водоносной ооластью запас упругой энергии истощается быст-
ро, пластовое давление за короткий срок снижается до давления
насыщения нефти газом, и залежь переходит на режим раство-
ренного газа.
Газонапорный режим работы свойственен залежам, имею-
щйм запасы свободного газа (газовую шапку). Нефть вытесня-
ется из пласта напором расширяющегося газа, сосредоточенно-
го в сводовой части залежи. По мере разработки месторожде-
72
ния в связи с расширением газовой шапки нефтенасыщениая
толщина пласта уменьшается, газонефтяной контакт опускает-
ся. В чистом виде газонапорный режим действует в залежах,
не имеющих гидродинамической связи с областью питания, не-
редко он сочетается и с водонапорным режимом, если пласто-
вые воды не обладают достаточной активностью.
При разработке залежей в условиях газонапорного режима
пластовое давление постоянно снижается. Темпы его снижения
зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной частей
пласта, активности пластовых вод, темпов отбора нефти. Не-
смотря на большие йацасы пластовой энергии, сосредоточенной
в газовой шапке,г-эфф^ктивность работы залежи при газонапор-
ном режиме чем при водонапорном из-за относительно
плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты
скважин прикрйится ограничивать вследствие прорыва в них
газа из газовой шапки.
Режи.ц^растворенного газа проявляется в нефтяных залежах
после рйижения пластового' давления в них ниже давления на-
сыщения нефти газом. Находящийся в нефти растворенный газ
по мере снижения давления выделяется в свободное состояние
в виде отдельных пузырьков, равномерно распределенных п®
всему поровому объему пласта. Расширяясь, пузырьки вытес-
няют нефть из пласта.
При режиме растворенного газа пластовое давление посто-
янно падает, в результате разница между давлением насыще-
ния и текущим пластовым давлением растет. Это ведет к уве-
личению объема выделившегося свободного газа, росту газона-
сыщенности пласта и, как следствие, к снижению фазовой про-
ницаемости для нефти и увеличению ее для газа. В результате
газовый фактор возрастает до значений, в несколько раз пре-
вышающих газосодержание нефти. Энергия газа расходуется
нерационально, двигаясь по пласту, он не совершает работы по
вытеснению нефти. На завершающей стадии разработки место-
рождения газовый фактор, достигнув своего максимального
значения, начинает снижаться вследствие дегазации нефти.
Так как пластовая энергия заключена в растворенном газе, ко-
личество которого в залежи ограничено, то падение пластового
давления и полная дегазация нефти являются признаками ис-
тощения залежи. Дебиты скважин падают, дальнейшая экс-
плуатация их становится нерациональной.
При гравитационном режиме нефть движется по пласту к
забоям скважин под действием силы тяжести. Интенсивность
проявления гравитационной энергии относительно невелика,
поэтому гравитационный режим возможен, когда отсутствуют
или уже исчерпаны другие виды пластовой энергии. Темпы от-
бора нефти, дебиты скважин при гравитационном режиме очень
невелики, поэтому он используется лишь в исключительных
73
случаях: при доразработке истощенных месторождений, в шахт-
ной добыче нефти.
Нефтяная залежь редко работает на каком-либо одном ре-
жиме в течение всего периода ее эксплуатации. Например, ввод
месторождения сопровождается упругим режимом, который
после падения пластового давления ниже давления насыщения
нефти газом переходит в режим растворенного газа. Возможно
проявление на месторождении смешанных режимов, когда од-
новременно действует пластовая энергия двух видов, например
сочетание напора краевых вод и газа газовой шапки.
Для газовых и газоконденсатных месторождений главными
источниками пластовой энергии, за счет которой происходит
движение газа по пласту, являются напор краевых или подош-
венных вод и собственная энергия сжатого газа. Другие виды
пластовой энергии играют подчиненное значение. Поэтому для
газовых и газоконденсатных месторождений характерны водо-
напорный и газовый режимы работы.
При газовом режиме приток газа к скважинам происходит
за счет его расширения при снижении давления в залежи. Этот
режим проявляется, если в процессе разработки пластовые во-
ды не поступают в залежь из-за отсутствия гидродинамической
связи с областью питания. Газовый режим характеризуется по-
стоянством объема порового пространства пласта, поэтому сни-
жение давления в залежи прямо пропорционально отборам
газа.
При водонапорном режиме газ из залежи вытесняется под
действием напора краевых или подошвенных вод. Активное про-
движение воды в залежь из законтурной области начинается
после некоторого снижения давления в результате отбора части
газа за счет его собственной энергии. Количество газа, которое
необходимо отобрать для активного проявления водонапорного
режима, зависит от коллекторских свойств пласта и качества
его гидродинамической связи с областью питания. Известны
случаи, когда водонапорный режим стал заметен лишь после
отбора 30% запасов газа. Поэтому иногда может сложиться
впечатление, что залежь вначале разрабатывается при газовом,
а затем при водонапорном режиме.
4.3. Нефтегазоконденсатоотдача пластов
Режимы работы нефтяных залежей отличаются не только ис-
точниками энергии, но и механизмами извлечения нефти из по-
ристой среды. При водо- и упруговодонапорном режимах, не-
смотря на различие причин, вызывающих напор краевых или
подошвенных вод, извлечение нефти происходит за счет ее вы-
теснения из пористой среды водой. При режиме растворенного
газа нефть из пористой среды вытесняется расширяющимися
74
пузырьками газа, которые сравнительно равномерно распреде-
лены по всему объему пористой среды. При газонапорном ре-
жиме нефть также вытесняется расширяющимся газом, но за-
мещение нефти газом в пористой среде происходит только в зо-
не газонефтяного контакта. При упругом и гравитационном
режимах нефть из пористой среды извлекается силами, равно-
мерно действующими во всем объеме нефти.
От механизма вытеснения нефти во многом зависит важ-
нейший показатель разработки нефтяных месторождений—ко-
эффициент нефтеотдачи, характеризующий полноту извлечения
нефти из недр. Коэффициент нефтеотдачи — это доля извлечен-
ной из пласта нефти от ее первоначальных запасов:
Т] = ^извл/Vaan= ( Кзап Кост)/^зап, (4-3)
где г] — коэффициент нефтеотдачи; Узап—-начальные запасы
нефти; Уизвл — извлеченное количество нефти; УОст— остаточ-
ные запасы нефти. При расчете коэффициента нефтеотдачи на-
чальные запасы, извлеченное количество нефти и остаточные
запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, обыч-
но к поверхностным.
Различают два коэффициента нефтеотдачи — текущий, оп-
ределяемый на данный момент разработки месторождения,
и конечный, характеризующий полноту извлечения нефти на
момент окончания разработки месторождения. Конечный коэф-
фициент нефтеотдачи зависит от коллекторских свойств пласта,
физических свойств нефти, строения залежи, системы разра-
ботки месторождения, и, главным образом, от режима работы
залежи.
Нефтеотдача при вытеснении нефти водой определяется
взаимодействием гидродинамических и капиллярных сил. Отбор
жидкости из добывающих скважин приводит к тому, что дав-
ление в нефтенасыщенной части пласта становится ниже, чем в
водоносной. Под действием разницы давлений контурная или
подошвенная вода внедряется в нефтенасыщенные поры плас-
та и вытесняет из них нефть в сторону добывающих скважин.
По мере дальнейшего отбора нефти вода продвигается к цент-
ру залежи, охватывая все большие и большие объемы пласта,
происходит стягивание контура нефтеносности. Вследствие дей-
ствия капиллярных сил и неоднородности коллектора вытесне-
ние нефти водой не носит поршневого характера. Вода посте-
пенно замещает нефть в пласте, и поэтому в нем формируются
несколько зон с различной насыщенностью порового простран-
ства (рис. 4.2). В зоне I, еще не охваченной заводнением, со-
храняется начальная насыщенность коллектора. Часть порово-
го пространства занимает неподвижная связанная вода, а в
остальном объеме движется нефть. В зоне II под действием
гидродинамических сил происходит замещение основного объ-
75
Рис.
пласте при вытеснении нефти водой
sCB — насыщенность связанной водой; $ф —• водо-
насыщенность на условном контуре вытеснения;
sK — водоиасыщениость на начальном контуре
нефтеносности
4.2. Распределение насыщенности в
ема нефти в поровом
пространстве на воду.
Насыщенность резко воз-
растает от sCb до насы-
щенности на фронте вы-
теснения $ф. В этой зоне
из порового пространст-
ва может быть вытесне-
но до 70—80% нефти. В
зоне III насыщенность
меняется значительно
медленнее. Здесь проис-
ходит доотмыв оставшей-
ся нефти, и движется в
основном вода. Даже
при длительной промыв-
ке порового пространст-
ва водой в нем остается
некоторое количество не-
фти, удерживаемой ка-
пиллярными и поверхно-
стными силами. Полнота вытеснения нефти в объеме пласта,
охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вы-
теснения t]B- Он определяется как доля объема извлеченной
нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившим-
ся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.
Для характеристики объема пласта, в котором происходит
вытеснение нефти, введено понятие коэффициента охвата пла-
ста воздействием г]Охв, под которым понимают отношение запа-
сов нефти Vохв> первоначально находившихся в части пласта,
подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам
нефти во всем пласте. Так как при режимах вытеснения нефти
водой (или газом) она извлекается только из зон охваченных
воздействием, то коэффициент нефтеотдачи при напорных ре-
жимах может быть определен как произведение коэффициента
вытеснения на коэффициент охвата воздействием:
,, — ^извл __ ^извл^охв ___ _ „
Ч— v — v v ЧвЧохв
v зап v охву зап
(4.4)
Механизм вытеснения нефти газом, находящимся в газовой
шапке, во многом сходен с вытеснением нефти водой. Но из-за
большого различия в вязкости газа и нефти нефтенасыщенность
на фронте вытеснения снижается менее чем на 15%. При газо-
насыщенности около 35% в пласте движется только газ. По-
этому при газонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи
обычно невысок. Однако при высокой проницаемости пласта,
при большом его наклоне, малых темпах отбора нефти, когда
76
благоприятны условия для гравитационного разделения нефти
и газа, конечная нефтеотдача может достигать высоких значе-
ний, прймерно 50—60%.
При режиме растворенного газа механизм вытеснения нефти
из пласта представляется следующим образом. После снижения
пластового давления ниже давления насыщения нефти газом в
пористой среде появляются отдельные пузырьки свободного га-
за. По мере дальнейшего снижения давления объем, занимае-
мый в пористой среде газом, увеличивается за счет расширения
пузырьков и продолжающегося выделения газа из нефти. Сво-
бодный газ вытесняет из пористой среды нефть в том объеме,
который занимает сам. Такой процесс продолжается до тех пор,
пока некоторые поровые каналы не окажутся полностью газо-
насыщенными. С этого момента эффективность вытеснения неф-
ти газом быстро снижается. Газ, обладающий малой вязкостью
и, соответственно, большой подвижностью в пористой среде,
опережая нефть движется к скважинам в сторону пониженно-
го давления не совершая работы по вытеснению нефти. Неэф-
фективное расходование энергии растворенного газа и объясня-
ет низкие значения коэффициента нефтеотдачи при режиме рас-
творенного газа.
Опыт разработки большого числа нефтяных месторождений
показал, что в зависимости от режима работы пласта конечный
коэффициент нефтеотдачи может достигать следующих значе-
ний:
Напорные режимы:
водонапорный.................................0,4—0,7
газонапорный................................0,3—0,6
Режимы истощения:
растворенного газа .......................... 0,15—0,3
гравитационный..............................Редко ^>0,1
Для характеристики эффективности разработки газовых и
газоконденсатных месторождений используют коэффициенты
газоотдачи и конденсатоотдачи пластов. Коэффициентом газо-
отдачи называют отношение объема извлеченного из пласта
газа к его начальным запасам QH:
= = (4.5)
VH YH YH
где Qo — остаточные запасы газа в пласте.
, Для газового режима, в связи с постоянством газонасыщен-
ного порового объема, коэффициент конечной газоотдачи опре-
деляется только начальным рн и конечным рк давлениями в
пласте:
pr = l__^L, (4.6)
Phzk
77
где za, zK— коэффициенты сверхсжимаемости газа, соответст-
венно при начальном и конечном давлениях в пласте и при пла-
стовой температуре.
Чем выше начальное и ниже конечное давление, тем больше
газоотдача месторождения при газовом режиме. Для месторож-
дений с хорошими коллекторскими свойствами, при высоких
начальных пластовых давлениях коэффициент газоотдачи мо-
жет достигать 0,97. Для месторождений со значительной неод-
нородностью продуктивных пластов, сложным геологическим
строением, низкими начальными пластовыми давлениями ко-
эффициент конечной газоотдачи составляет 0,7—0,8.
При водонапорном режиме газоотдача зависит от темпов
разработки месторождения, механизма вытеснения газа водой,
коллекторских свойств пласта, степени его неоднородности, на-
чального и конечного пластовых давлений и многих других
факторов. По многим причинам газ из пласта вытесняется во-
дой неполностью, часть его остается в защемленной за фронтом
вытеснения. Опыт разработки газовых месторождений и лабо-
раторные исследования указывают, что при вытеснении rasa
водой главная причина значительных объемов защемленного
газа — неравномерность внедрения воды в залежь, обусловлен-
ная неоднородностью коллекторов и неравномерностью отборов
из различных участков и интервалов пласта. В зависимости от
геологических условий и системы разработки месторождения
коэффициент газоотдачи при водонапорном режиме может из-
меняться от 0,5 до 0,97.
Главная особенность разработки газоконденсатных место-
рождений заключается в возможности при снижении давления
выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных
сооружениях. Ценность конденсата для химической промышлен-
ности ставит перед рациональной системой разработки место-
рождения требование наиболее полного извлечения конденсата
из пласта.
В настоящее время газоконденсатные месторождения разра-
батываются на истощение (без поддержания пластового давле-
ния как чисто газовые) или с поддержанием давления в пласте.
Разработка газоконденсатных месторождений на истощение
обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высо-
кий коэффициент газоотдачи при минимальных по сравнению с
другими методами затратами. Однако конденсатоотдача место-
рождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадаю-
щий в пласте по мере снижения пластового давления, считается
безвозвратно потерянным. Предотвратить или снизить количе-
ство выпавшего конденсата можно путем полного или частично-
го поддержания пластового давления, которое осуществляют
двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусствен-
ным заводнением месторождения.
78
Полнота извлечения конденсата из пласта характеризуется
коэффициентом конденсатоотдачи, под которым понимают отно-
шение объема извлеченного из пласта конденсата Qakk его пер-
воначальным запасам QHK:
\ ₽К-^Г- <?нк ' (4-7)
где Qok — остаточные запасы конденсата в пласте.
На конечный коэффициент конденсатоотдачи влияют способ
разработки месторождения (с поддержанием пластового давле-
ния или нет), содержание конденсата в газе, составы конденсата
и газа, удельная поверхность пористой среды, начальное пла-
стовое давление и температура и другие факторы. Практика
разработки месторождений показывает, что коэффициент конеч-
ной конденсатоотдачи обычно изменяется от 0,3 до 0,75. Наи-
более высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при
поддержании пластового давления в процессе отбора газа.
Если поддержание давления осуществляется закачкой в залежь
газа, то коэффициент конденсатоотдачи может составлять 0,85,
а при закачке воды — 0,75.
4.4. Уравнения притока жидкости к скважине
Приток жидкости в скважины происходит под действием
разницы между пластовым давлением и давлением на забое
скважины. Так, как движение жидкости в пласте происходит с
весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному за-
кону фильтрации — закону Дарси. При постоянной толщине
пласта и открытом забое скважины жидкость движется к за-
бою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае
говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина до-
статочно продолжительно работает при постоянном забойном
давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках
пласта перестает изменяться во времени и поток является уста-
новившимся.
Для установившегося плоскорадиального потока однородной
жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить
по формуле
q 2nkh (Рпл — Рз) (Ц g)
” ц1п-^2-
г0
где Q — дебит скважины (объем жидкости, поступающей на
забой скважины в единицу времени); k — проницаемость пла-
ста; h — толщина пласта; рПл — пластовое давление; р3 — забой-
ное давление в скважине; р,— вязкость жидкости; RK и гс —
радиусы контура питания и скважины, соответственно.
79
Рис. 4.3. Виды гидродинамического совершенства скважин:
а — совершенная скважина; б — несовершенная по степени вскрытия; в — несовершенная
по характеру вскрытия; г — с двойным видом несовершенства
Формула (4,8), называемая формулой Дюпюи, широко ис-
пользуется для расчета дебита гидродинамически совершенных
скважин, к которым относят скважины с открытым забоем,
вскрывшие пласты на всю толщину (рис. 4.3, а).
Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не
на всю толщину (рис. 4.3,6), то ее называют гидродинамически
несовершенной по степени вскрытия. Скважины, вскрывшие
пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредст-
вом перфорации (рис. 4.3, в), являются гидродинамически не-
совершенными по характеру вскрытия. Есть скважины и с двой-
ным видом несовершенства — как по степени, так и по харак-
теру вскрытия (рис. 4.3, г).
Вблизи ствола гидродинамической несовершенной скважины
происходит искажение плоскорадиальной формы потока и воз-
никают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку
жидкости.
При расчете дебита скважин их гидродинамическое несо-
вершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффи-
циента дополнительных фильтрационных сопротивлений С:
— 2nfcfo(pnjI —р3)
(4.9)
80
Величина коэффициента дополнительных фильтрационных со-
противлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности
перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов.
Обычно ее определяют, используя графики И. В. Щурова.
Формулу (4.9) можно представить с использованием поня-
тия приведенного радиуса скважины гс пр:
Qhc = lnkh^-P^ . (4.10>
jrln—-2—
гспР
Приведенный радиус скважины — это радиус гидродинами-
чески совершенной скважины, которая обеспечивает при рав-
ных прочих условиях такой же дебит, как гидродинамически
несовершенная скважина. Из сопоставления формул (4.9) и
(4.10) следует, что
гСпр = гсе~с. (4.11)
Если гидродинамическое несовершенство скважины характе-
ризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически со-
вершенной скважины в равных условиях, то
__ <2нс In (ЯК/Гс) / Z 1 QV
Q 1п(Лк/гспр) k '
где <р — коэффициент гидродинамического несовершенства сква-
жины.
Так как дебит конкретной скважины главным образом ре-
гулируется изменением депрессии на пласт, то часто использу-
ют формулу притока, записанную в виде
Q — (Рпл— Рз), (4.13)
где Ко — коэффициент продуктивности скважины.
Если фильтрация жидкости в пласте сопровождается нару-
шением линейного закона фильтрации, то формула притока при-
обретает следующий вид:
Q = K0(p™ — Рз)", (4.14)
где п — показатель степени, зависящий от условий фильтрации
и составляющий 1—0,5.
В отличие от несжимаемых жидкостей, фильтрация газа в
пласте сопровождается изменением его объема, а относительно
высокая скорость движения газа часто делает неправомочным
использование линейного закона фильтрации. Поэтому для рас-
чета притока газа к скважинам предложен ряд формул, кото-
рые отличаются законами фильтрации и уравнениями состоя-
ния газа, положенными в их основу.
6—1020 81
В случае установившегося притока к скважине идеального
газа по линейному закону фильтрации Дарси, формула для
определения дебита совершенной газовой скважины имеет вид
Р-Ра In ——
где ра — атмосферное давление.
При высоких скоростях движения газа (как правило в ре-
альных условиях) расчеты, связанные с притоком газа к сква-
жинам, основывают на двучленном законе фильтрации
(4.16)
4 п
где р — плотность газа; — коэффициент, учитывающий струк-
туру порового пространства и определяемый экспериментально.
Двучленный закон фильтрации в отличие от закона Дарси
учитывает не только потери энергии на трение, но и на преодо-
ление сил инерции, возникающих при движении газа (или жид-
кости) с большой скоростью в поровом пространстве со слож-
ной структурой.
Формула притока идеального газа к скважине, полученная
на основании закона (4.16) имеет вид
п2 п2____ М>аОа 1_ I PaPa?>*Qa /X -17\
Рпл Рз - nkh 1П~Ф 2я%»гс ’ (
где ц—-вязкость газа; ра — плотность газа при атмосферном
давлении; Qa — объемный дебит скважины, приведенный к ат-
мосферному давлению; k — проницаемость пласта; h — толщи-
на пласта; RK — радиус контура питания; гс — радиус скважины.
При пластовых давлениях выше 10 МПа необходимо учиты-
вать реальные свойства газа и зависимость вязкости от давле-
ния. Если реальные свойства газа учитываются с помощью
обобщенного уравнения Клапейрона — Менделеева, то формула
(4.10) преобразуется к виду
г с
где 7’ст = 293,15 К; Т— пластовая температура; z= (гс+гПл)/2,
2с и 2ПЛ — значения коэффициента сверхсжимаемости газа при
пластовой температуре и давлениях, соответственно на забое
скважины и пластовом; ц= (ц.с+цпл)/2, цс и ц„л — вязкость га-
за, соответственно в условиях забоя скважины и контура пи-
тания.
Обычно вводят обозначения
А = In-^s-; в= . (4.19)
nkh rc 2nh*re ' '
82
Коэффициенты А и В называют коэффициентами фильтра-
ционных сопротивлений, их использование упрощает запись фор-
мулы притока (4.17):
Р2пл — P23 = AQa+BQ2a. (4.20)
Если при фильтрации по двучленному закону учитываются-
реальные свойства газа, то коэффициенты фильтрационных со-
противлений определяются по следующим формулам:
Б= <4’21>
jlKfCl СТ 'С fir 1 СТ'С
Формулы притока в виде (4.8) и (4.18) используют, как пра-
вило, в теоретических расчетах для прогноза дебита скважины,
когда еще отсутствуют данные ее гидродинамических исследо-
ваний, по которым можно определить Ко и пв формулах (4.13) и
(4.14) или коэффициенты фильтрационных сопротивлений в
формуле (4.20).
Контрольные вопросы
1. Перечислите источники пластовой энергии.
2. На что расходуется пластовая энергия?
3. Охарактеризуйте режимы работы нефтяных и газовых залежей.
4. Что понимают под коэффициентами нефте-, газо- и конденсатоотдачи
пластов?
5. Запишите формулы, по которым можно рассчитать дебит нефтяной
скважины.
6. Какие данные необходимы для расчета дебита газовой скважины?
ГЛАВА 5
ПОДГОТОВКА К ЭКСПЛУАТАЦИИ
И ОСВОЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
Подготовка скважины к эксплуатации — это комплекс ра-
бот, которые проводят с момента вскрытия буровым долотом
кровли продуктивного пласта до вывода работы скважины на
технологический режим. Комплекс включает вскрытие продук-
тивного пласта, спуск и цементирование обсадной эксплуатаци-
онной колонны, оборудование устья и забоя, перфорацию и
освоение скважины. Выбор метода подготовки скважины к экс-
плуатации (заканчивания скважины) определяется целым ря-
дом геологических, технических, технологических и экономиче-
ских факторов.
б* 83
5.1. Вскрытие нефтяных и газовых пластов
и оборудование забоев скважин
Вскрытие продуктивных пластов
При проведении этих работ должны быть созданы благопри-
ятные условия для притока нефти и газа в скважину. Качествен-
ное их выполнение обеспечивает освоение скважины в кратчай-
ший период, высокий текущий дебит, большую накопленную
(суммарную) добычу углеводородов. Чем больше текущие де-
биты скважин, тем меньше продолжительность разработки
месторождения, а также меньше необходимое число скважин
для достижения заданного срока разработки.
Для получения наибольшей нефтеотдачи необходимо обес-
печить приток из всех пластов и пропластков эксплуатационного
объекта, на который пробурена скважина. При создании бла-
гоприятных условий притока уменьшаются энергетические за-
траты на подъем единицы продукции по стволу скважины на
поверхность и транспортирование ее до пунктов сбора, кроме
того улучшаются условия работы эксплуатационного оборудо-
вания, например насосов.
Продуктивность скважины может быть значительно сниже-
на, а иногда вообще потеряна, если при вскрытии продуктивно-
го пласта не учитывать физико-геологических условий пласта,
пластового давления, степени насыщения, степени дренирова-
ния. Различают вскрытие продуктивных пластов бурением
(первичное вскрытие) и вскрытие перфорацией (вторичное
вскрытие).
Методы вскрытия нефтяных и газовых пластов бурением мо-
гут быть разными. Все они должны удовлетворять следующим
основным требованиям:
при вскрытии пластов, особенно с малым пластовым давле-
нием (низконапорных пластов), следует предупредить ухудше-
ние фильтрационной способности призабойной зоны пласта;
при вскрытии высоконапорных пластов (с пластовым давле-
нием выше гидростатического давления) необходимо не допу-
стить возможности открытого (аварийного) фонтанирования
скважины;
должны быть созданы соответствующие и надежные конст-
рукции стволов и забоев скважин.
При вскрытии пластов их фильтрационная способность
ухудшается в результате:
поглощения бурового раствора пластом по трещинам, кавер-
нам и высокодренажным каналам;
проникновения фильтрата (дисперсионной среды) бурового
раствора в поровое пространство;
проникновения твердых частиц (дисперсной фазы) бурового
раствора в поровое пространство.
84
Глубина проникновения в пласт твердых частиц бурового
раствора может составлять до 40 мм, фильтрата — до 3 м и бу-
рового раствора — до нескольких метров. Фильтрат и твердые
частицы раствора попадают в поровое пространство также че-
рез трещины. Твердые частицы свободно поступают в трещину,
если раскрытие (ширина) ее достигает двух диаметров частиц.
При меньших раскрытиях трещин одна частица может закли-
нивать другую в трещине.
Поступление частиц в поры зависит в основном от соотно-
шения размеров (диаметров) пор (d„) и частиц (d4). Если
то дисперсные частицы свободно перемещаются по
поровым каналам; при 3<dn/d4<10 происходит кольматация
(наполнение, внутреннее загрязнение) пор частицами в процес-
се фильтрации жидкости, особенно сильно проявляющаяся при
^„/^4^5; при dn/d4<z3 частицы в поры не проникают, на стенке
пористой среды образуется проницаемая глинистая корка.
Фильтрат вызывает набухание глинистых компонентов кол-
лектора, образование стойких водонефтяных эмульсий, выпаде-
ние нерастворимых осадков и блокирующее действие воды. Во-
донефтяные эмульсии бронируются глинистыми частицами и
парафином, что происходит при охлаждении циркулирующим
в скважине раствором призабойной зоны ниже температуры на-
сыщения нефти парафином. В результате могут образоваться
такие минерально-органические агрегаты, которые не могут пе-
ремещаться в порах и потому закупоривают их. При смешении
фильтрата и пластовой (связанной) воды могут выпадать осад-
ки сульфатов кальция, железа, бария, гидроксидов кальция,
магния.
Проникновение твердых частиц сопровождается образовани-
ем глинистой корки на стенке скважины, внутрипоровой
глинизацией. Вследствие этого уменьшается дебит или приемис-
тость скважины, отдельные пропластки отключаются и не отда-
ют нефть.
Предупредить или уменьшить эти отрицательные последствия
можно подбором качественного бурового раствора. Он должен
обладать малой водоотдачей, плотностью, обеспечивающей до-
пустимую репрессию давления (5—15% от пластового давле-
ния) и предупреждающей аварийное фонтанирование, высокой
стабильностью (отсутствие расслоения на твердую и жидкую
фазы) и не вызывать набухания глин и образования эмульсий.
Это достигается вводом в раствор различных добавок и выбо-
ром типа бурового раствора (эмульсии и т. д.). От выбуренной
породы забой очищают также путем продувки газообразными
агентами.
Для предупреждения возможности поглощения бурового
раствора пластом допустимое гидродинамическое давление на
забое должно определяться из условия
85
Рст4~Рг-СРп>
(5.1)
где рст — гидростатическое давление столба бурового раствора;
рг — допустимое гидродинамическое давление, исходя из кото-
рого вычисляют допустимую подачу буровых насосов; рп — дав-
ление поглощения, определяемое как давление гидроразрыва
пласта или раскрытия естественных трещин (см. раздел 15.4).
При спуске бурильных труб и подаче инструмента для про-
работки ствола возникает эффект «поршневания», проявляю-
щийся в повышении давления на забое. Поэтому при работе в
пределах продуктивного пласта скорости спуска труб и подачи
инструмента не должны превышать соответственно 1 и 0,5 м/с.
Проведение работ должно быть организовано так, чтобы со-
кратить время контактирования бурового раствора с породами
продуктивного пласта. Работы по вскрытию продуктивного пла-
ста регламентируются соответствующими документами с целью
обеспечения максимально возможного сохранения его коллек-
торских свойств.
Оборудование забоев скважин
Разбуривание продуктивного пласта может осуществляться
либо совместно с вышележащими пластами, либо после креп-
ления скважины (спуска и цементирования обсадной эксплуа-
тационной колонны) до ее кровли. В обоих случаях забой сква-
жины может быть представлен открытым (не обсаженным ко-
лонной труб) стволом, фильтром или перфорированной ко-
лонной.
В первом случае скважину бурят несколько ниже подошвы
продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и
цементируют ее одно- или двухступенчатым методом. После
затвердения цементного раствора против продуктивного пласта
перфорируют стенку колонны и цементное кольцо с целью со-
здания каналов для поступления нефти и газа в скважину
(рис. 5.1, а). Иногда напротив продуктивного пласта устанав-
ливают фильтр (например, заранее перфорированный хвостовик
труб), а цементирование манжетным методом осуществляют
только выше кровли продуктивного пласта (рис. 5.1,6).
Во втором случае скважину бурят сначала только до кров-
ли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колон-
ну и цементируют ее. Затем разбуривают долотом меньшего
диаметра цементировочные пробки, упорное кольцо и продук-
тивный пласт. Ствол скважины оставляют либо открытым (рис.
5.1, в), либо устанавливают фильтр-хвостовик (рис. 5.1, г), ли-
бо спускают колонну-хвостик, цементируют ее и перфорируют
(рис. 5.1, д).
86
Открытый ствол имеет менее 5% фонда скважин. Хотя та-
кая конструкция забоя служит эталоном гидродинамического
совершенства, однако для ее применения необходимы устойчи-
вые однородные или карбонатные (трещиноватые) пласты ма-
лой толщины, а также отсутствие в дальнейшем избирательно-
го воздействия на каждый интервал толщины пласта.
Перфорация колонн осуществлена в более 90% скважин все-
го фонда. Она обеспечивает возможность поэтапной выработки
пластов, избирательного воздействия на каждый пласт, упро-
щает технологию строительства скважины по сравнению с уста-
новкой фильтров. Такая конструкция забоя незаменима при на-
личии в разрезе чередующихся (переслаивающихся) нефтегазо-
насыщенных пород с глинами или водоносными горизонтами.
Она применяется также в том случае, если сверху в разрезе
Рис. 5.1. Оборудование забоев скважин:
/ — эксплуатационная обсадная колонна; 2 —цементное кольцо; 3 — вышележащий не-
продуктивный пласт; 4 — кровля продуктивного пласта; 5 — перфорационные каналы; 6 —
глинистый пласт; 7 — водоносный (средний) пласт; 8 — нефтяной (газовый) пласт; 9 —
подошва продуктивного пласта; 10— ствол скважины; 11— перфорированный хвостовик;
12 — газовая шапка; 13 — конус газовой шапки при отборе нефти из залежи
залегает газовая шапка (подгазовая зона пласта) или снизу —
подошвенная вода (водонефтяная зона). Тогда перфорируют
нижнюю часть нефтяного интервала (около '/з его толщины)
или верхнюю его часть, чтобы обеспечить безгазовый или без-
водный дебит скважины.
Перфорация — это процесс образования каналов (отверстий,
щелей) в обсадной колонне, цементном камне и породе пласта
для создания и улучшения гидродинамической связи скважины
с пластом. Различают стреляющую (кумулятивную, пулевую и
торпедную) и гидропескоструйную перфорации. При перфора-
ции важно обеспечить: 1) высокое гидродинамическое совер-
шенство скважины; 2) сохранение прочности и качества креп-
ления скважины; 3) минимум затрат труда, средств, материа-
лов и времени. Наибольшее применение, соответственно этим
требованиям, нашла кумулятивная перфорация. Плотность пер-
форации обычно составляет 10—20 отверстий на 1 м толщины
пласта. Чтобы не допустить ухудшения коллекторских свойств
87
призабойной зоны, необходимо тщательно подбирать и готовить
жидкость для заполнения скважины при перфорации. Проведе-
ние кумулятивной перфорации в среде глинистого раствора при-
водит к значительному ухудшению гидродинамической связи
скважины с пластом вследствие кольматации каналов и пор
твердой фазой. Разрабатываются жидкости без твердой фазы
или с кислото- и нефтерастворимыми наполнителями опреде-
ленного гранулометрического состава. В качестве таких жидко-
стей можно использовать растворы на углеводородной (нефтя-
ной) основе, пластовую или морскую воду, солевые растворы,
безглинистые полимерные растворы, растворы кислот. При глу-
шении скважин хорошо зарекомендовали себя обратные эмуль-
сии (типа вода в нефти) на основе эмульгатора ЭС-2. Хорошие
результаты дает также перфорация при депрессии давления,
однако перфорацию обычно осуществляют при репрессии дав-
ления.
Фильтры используют только в неустойчивых, рыхлых кол-
лекторах для борьбы с пробкообразованием. Образование пес-
чаных пробок отмечается при эксплуатации нефтяных и газо-
вых скважин в основном на месторождениях Азербайджана,
Краснодарского края, Туркмении, Узбекистана; водозаборных
скважин, пробуренных на сеноманский горизонт в Западной Си-
бири, а также при осуществлении теплового воздействия на за-
лежь. Вынос песка (частиц породы) из пласта в ствол сква-
жины происходит в результате разрушения пород под воздейст-
вием фильтрационного напора при определенной скорости
фильтрации (или перепаде давления). Вынос песка из пласта
приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне,
к обвалу пород и, как следствие, к деформациям (смятиям)
эксплуатационных колонн и нередко к выходу из строя сква-
жин. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, об-
разует пробку, которая существенно снижает текущий дебит
скважины, приводит также к усиленному износу (эрозии) экс-
плуатационного оборудования.
По конструкции и технологии изготовления выделяют труб-
ные и гравийные фильтры. Трубные фильтры спускают в сква-
жину на обсадной трубе или с помощью насосно-компрессорных
труб внутрь обсадной колонны. Различают фильтры простые
(размеры отверстий 1,5—20 мм или щелей 0,4—0,5 мм на тру-
бе); сложные, образованные из простых наматыванием прово-
локи (проволочные), установкой кнопок (кнопочные) и колец
(кольцевые); металлокерамические, созданные из прессованно-
го порошка спеканием в среде водорода при 1200 °C и др.
Гравийные фильтры могут быть созданы на поверхности
(слой гравия фракций 4—6 мм в зазоре 20—25 мм между кон-
центричными перфорированными трубами) и в скважине (на-
мыв слоя частиц за стенки перфорированной трубы). Для хоро-
88
шего задержания частиц, составляющих скелет породы, необхо-
димо, чтобы £>5о/Й5о = б и 6<£>юо (где D50 и Dloo — диаметры
зерен гравия, соответствующие 50- и 100%-ному распределению
диаметров зерен гравия гранулометрической кривой; ds0— ана-
логично диаметр зерен песка; 6 — раскрытие щели трубы).
Крепление пород призабойной зоны означает связывание ча-
тиц между собой различными веществами — цементным рас-
твором, раствором цементно-песчаной смеси, фенолформальде-
гидной смолой и др. Сущность метода заключается в закачке
крепящих веществ через насосно-компрессорные трубы в при-
забойную зону. В зависимости от поглотительной способности
(приемистости) скважины и толщины пласта проводят одну
или несколько закачек подряд. Раствор заполняет пустоты в по-
роде и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, про-
ницаемую, устойчивую к размыву массу при фильтрации как
нефти, так и воды. Однако проницаемость при этом снижается.
В качестве отвердителя смолы используют раствор соляной кис-
лоты 15—20%-ной концентрации. Сначала для удаления кар-
бонатных пород проводят солянокислотную обработку (см. раз-
дел 15.2) с закачкой кислоты порциями в 6—12 приемов через
каждые 30—60 мин. Затем перед закачкой в смолу добавляют
3—5% (по объему) кислотного раствора, а после продавки смо-
лы нефтью в пласт закачивают солянокислотный раствор в объ-
еме, равном двум объемам закачанной смолы. Предложено
также в смолу дополнительно вводить гранулированный маг-
ний, который взаимодействует с частью солянокислотного рас-
твора. Выделяющийся при этом водород образует поры, что
способствует увеличению проницаемости призабойной зоны.
Разработан способ крепления магнезиальным цементом, по-
лученным при использовании гранулированного магния по тех-
нологии термокислотной обработки (см. раздел 15.3) с подачей
уменьшенного количества кислоты. Применяют еще метод за-
крепления песков путем нагрева и коксования нефти в приза-
бойной зоне.
5.2. Оборудование ствола и устья скважины
Назначение и оборудование скважин
По назначению выделяют такие скважины:
добывающие — нефтяные и газовые, предназначенные для
добычи нефти, газа и попутной воды;
нагнетательные, служащие для нагнетания в пласт воды, па-
ра, газа и различных растворов;
специальные, используемые для выполнения специальных
работ и исследований.
89
В настоящее время нефть добывают тремя основными спо-
собами: фонтанным, газлифтным и насосным. При фонтанном
способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от
забоя на поверхность только под действием пластовой энергии,,
которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее
экономичен, и как естественный, его применяют на вновь от-
крытых, энергетически не истощенных месторождениях. Если
скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из
механизированных способов добычи нефти: газлифтный или на-
сосный с расходованием дополнительной, искусственно вводи-
мой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи неф-
ти в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или
закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ (углеводо-
родный газ или крайне редко воздух), т. е. подают энергию рас-
ширения сжатого газа. В насосных скважинах жидкость подни-
мают на поверхность с помощью спускаемых в скважину насо-
сов— скважинных штанговых насосов и погружных центробеж-
ных электронасосов.
В газовых скважинах газ поступает на поверхность под дей-
ствием пластового давления (скважины фонтанируют газом).
Оборудованием скважины называют все те части ее конст-
рукции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку) в
надлежащем режиме, проведение всех технологических опера-
ций в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения
открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Обычно
различают наземное и подземное оборудование. Наземное
(устьевое) оборудование включает арматуру, устанавливаемую
на устье, подземное (скважинное)—оборудование ствола сква-
жины.
В целом конструкция ствола скважины представлена в зави-
симости от геологических и технологических факторов несколь-
кими концентрически спущенными на различную глубину колон-
нами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя тех-
ническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная
колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее
диаметр при толщине стенки труб 6—14 мм изменяется от 96,3
до 140,3 мм, составляя в большинстве 114—140,3 мм.
Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается
колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и об-
вязки обсадных колонн с целью герметизации всех межтрубных
пространств, контроля и управления межтрубными проявле-
ниями и служит основанием для устьевого оборудования.
Широкое применение нашли колонные головки муфтового
типа (ГКМ). Их основные узлы — корпус, навинченный на внеш-
нюю трубу, и специальная муфта с фланцем для подвешивания
внутренней трубы. Уплотнение межтрубного пространства дости-
гается самоуплотняющейся резиновой манжетой и двумя мед-
90
ними кольцами за счет прижатия муфты в корпусе фланцем че-
рез два полукольца. В случае трех и более колонн обсадных
труб используется две и более таких секций ГК.М.
Более совершенна колонная головка клинового типа (ГКК).
Она состоит из корпуса, клиньев для подвешивания внутренней
колонны труб, пакера, обеспечивающего герметичность меж-
трубного пространства, катушки для установки фонтанной ар-
матуры и промежуточного патрубка.
Для скважин, предназначенных для закачки горячей воды
или пара в пласт, разработаны колонные головки сальникового
типа (КГС). Они отличаются от головки ГКМ и ГКК наличием
сальникового устройства, позволяющего эксплуатационной ко-
лонне перемещаться вверх или вниз при температурных дефор-
мациях.
В зависимости от назначения и способа эксплуатации сква-
жины на колонную головку устанавливают соответствующее
устьевое оборудование, которое рассмотрено в последующих
разделах. Выходящие из бурения, а также фонтанные, газлифт-,
ные и газовые скважины оборудуют фонтанной арматурой, ко-
торая включает трубную головку, елку, и оканчивается сверху
буферным патрубком (см. раздел 9.3).
Насосно-компрессорные трубы
При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости
и газа на поверхность происходит обычно по насосно-компрес-
сорным трубам (НКТ), которые спускают в скважины перед
началом их эксплуатации. Эти трубы применительно к спосо-
бам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными,
насосными, подъемными или лифтовыми.
ГОСТ 633—80 предусматривает изготовление стальных бес-
шовных насосно-компрессорных труб гладких, с высаженными
наружу концами — В, гладких высокогерметичных — HRM и без-
муфтовых с высаженными наружу концами — НКБ. Трубы с вы-
саженными наружу концами (равнопрочные) рассчитывают по
пределу прочности с учетом собственной массы при коэффици-
енте запаса, равном 1,5, а остальные (неравнопрочные)—по
страгивающей нагрузке.
Трубы всех типов исполнения А изготовляют длиной 10 м,
а исполнения Б — двух длин: от 5,5 до 8,5 м и свыше 8,5 до 10 м.
Гладкие трубы исполнения Б изготовляют до группы прочно-
сти Е включительно с термоупрочненными концами (ТУК).
На каждую трубу на расстоянии 0,4—0,6 м от ее конца на-
носят ударным способом и накаткой маркировку: условный диа-
метр трубы в миллиметрах; номер трубы; группа прочности;
толщина стенки в миллиметрах (для труб с условным диамет-
ром 73 и 89 мм), товарный знак предприятия — изготовителя,
91
месяц и год выпуска. Рядом с этой маркировкой наносят еще
маркировку устойчивой светлой краской (кроме труб с услов-
ным диаметром 27—48 мм): условный диаметр трубы в милли-
метрах; группа прочности (в том числе с ТУК); толщина стенки
в миллиметрах (для труб с условным диаметром 73 и 89 мм);
длина трубы в сантиметрах; масса трубы в килограммах; тип
трубы (кроме гладких труб); вид исполнения (для труб испол-
нения А); наименование или товарный знак предприятия-изго-
товителя.
В основном применяют трубы условным диаметром (округ-
ленным наружным) 60 и 73 мм. Предельная глубина спуска
НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и груп-
пы прочности составляет 1780—4250 м, а допускаемый мини-
мальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и
наружной стенкой муфты НКТ—12—15 мм. Это значит, что мак-
симальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм
эксплуатационной колонне 73 мм, при 163-мм — 89 мм и при
194-мм — 114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб
и НКТ).
5.3. Освоение скважин
Условие вызова притока
Скважины осваивают после бурения, перфорации или ре-
монта. При бурении и перфорации скважина заполнена буро-
вым раствором. По техническим правилам ведения буровых ра-
бот в СССР гидростатическое давление столба бурового рас-
твора должно составлять 10—15% от пластового давления при
глубине скважины не более 1200 м и 5% —при больших глуби-
нах. При перфорации репрессия давления на пласт (разность
между давлением на забое и пластовым давлением) не должна
превышать 5% от пластового давления. Для проведения ремон-
та ее также заполняют жидкостью или раствором (глушат).
Глушение скважины жидкостью проводят для предотвраще-
ния открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при сня-
тии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины,
т. е. для создания противодавления на пласт. Необходимо, что-
бы жидкость глушения не снижала проницаемости призабой-
ной зоны, не оказывала коррозионного и абразивного действия
на ремонтное и эксплуатационное оборудование, не была ток-
сичной, взрыво- и пожароопасной, дорогой и дефицитной. Плот-
ность жидкости глушения должна соответствовать пластовому
давлению в скважине. Для глушения скважин обычно применя-
ют техническую воду, обработанную поверхностно-активными
веществами, пластовую воду (плотность до 1120—1190 кг/м3),
водный раствор хлористого натрия (до 1160 кг/м3) или кальция
(до 1382 кг/м3), глинистый раствор (до 1700 кг/м3). Для пред-
92
отвращения поглощения жидкости глушения в высокопроницае-
мых пластах применяют буферные жидкости (объемом около
1 м3), в качестве которых используют водные растворы карбок-
силметилцеллюлозы (КМЦ) и вязкоупругую смесь (ВУС),
разработанную ВНИИнефтью.
Сохранение коллекторских свойств пласта при глушении
обеспечивается применением гидрофобно-эмульсионных раство-
ров, стабилизированных дегидратированными полиамидами
(ЭС-2) и содержащих при необходимости утяжелители (барит,
гематит и др.). Таким образом, перед вызовом притока давле-
ние на забое скважины больше или равно пластовому дав-
лению.
Для вызова притока необходимо выполнение условия р3<
<Рпл, т. е. создание депрессии давления на пласт Др — рпл—р3,
где рпл — пластовое давление; р3— забойное давление. Так как
забойное давление можно представить как гидростатическое
давление столба жидкости в скважине, то условие вызова при-
тока можно записать:
hpg<p ПЛ? (5.2)’
где h — высота столба жидкости в скважине; р —плотность
жидкости; g — ускорение свободного падения.
Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью
вызова притока необходимо уменьшить либо h, либо р, посколь-
ку пластовое давление остается неизменным в процессе освое-
ния данной скважины.
Методы вызова притока
Перед освоением скважину оборудуют в соответствии с ее
назначением, способом эксплуатации и методом вызова прито-
ка. Выбор метода вызова притока зависит от назначения сква-
жины, ее способа эксплуатации, пластового давления, глубины
и расположения скважины на структуре, степени устойчивости
коллектора и др. Освоение скважин, вскрывающих пласты с
высоким пластовым давлением, обычно не вызывает затрудне-
ний. В данном случае можно создать большую депрессию давле-
ния и при этом происходит интенсивная самоочистка забоя и
призабойной зоны от грязи за счет большой скорости движения
жидкости и газа. Однако при наличии неустойчивых пластов,
газовой шапки (верхнего газа) или подошвенной воды возмож-
ны осложнения. Чрезмерные депрессии могут привести к разру-
шению пласта, цементного кольца и даже нарушению обсадной
колонны, образованию конусов верхнего газа и подошвенной
воды и прорыву их в скважину. Поэтому такие скважины сле-
дует пускать в работу плавно с медленным снижением забой-
ного давления на небольшую величину.
93-
В промысловой практике нашли применение следующие три
основные метода вызова притока (пуска в работу): замена
жидкости, аэрация и продавка.
Последовательная замена жидкости с большей плотностью
на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой
скважины обычно по схеме: буровой раствор с большей плот-
ностью— буровой раствор с меньшей плотностью — вода —
нефть — газоконденсат. Для этого в скважину спускают НК.Т,
обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрес-
совывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ
(прямая промывка) или в затрубное пространство (обратная
промывка); из скважины жидкость выходит в сборную емкость.
Жидкость закачивают посредством либо цементировочного аг-
регата типа ЦА-320 М, либо насосной установки типа УН
1 = 630X700 А (прежний шифр 4АН-700).
Аэрация (аэрирование, газирование) жидкости осуществля-
ется аналогично, но в поток жидкости (воды) постепенно вво-
дят газ, увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости.
Плотность газожидкостной смеси доводят до 300—400 кг/м3.
Скорость нисходящего потока жидкости для предупреждения
всплывания пузырьков газа должна быть не менее 0,8—1 м/с.
Газ вводят с помощью аэратора типа «перфорированная труба
в трубе» или жидкостно-газового эжектора типа ЭЖГ-1, а на
газовой линии устанавливают обратный клапан, предупреждаю-
щий поступление газа в обратном направлении и затем жидко-
сти в компрессор.
Можно использовать газ из газовых скважин (газопрово-
дов), воздух от передвижного компрессора и газообразный азот
от автомобильной газификационной установки АГУ-6000-500/200
(АГУ-8К).
Наибольшее применение для освоения скважин нашла комп-
рессорная передвижная установка УК.П-80. Однако малые ее
давление нагнетания (8 МПа) и подача (8 м3/мин при нор-
мальных условиях) обусловили разработку более мощных уста-
новок. Передвижная компрессорная станция СД-9/101 обеспе-
чивает подачу 9 м3/мин и рабочее давление 10 МПа. Дизель-
компрессорные станции ДКС-7/200А, ДКС-3,5/200Тп иДКС-3,5/
/400 Б и компрессорный агрегат АК.-7/200 представляют собой
автономные установки. Их подача составляет 7 или 3,5 м3/мин
и рабочее давление — 20 или 40 МПа, масса — от 2,9 до 17 т.
Эти станции и агрегат транспортируют автомобилями, тягача-
ми или вертолетами на внешней подвеске. Они предназначены
для освоения глубоких скважин в условиях нефтепромыслов
Западной Сибири. Внедряются компрессорные станции
СД-12/250 (на шасси высокопроходимого автомобиля) и
НЭ-12/250 (на салазках), которые развивают давление нагне-
тания 24,5 МПа при максимальной подаче 0,2 м3/с.
«4
Более эффективно применение пенных систем при освоении
скважин и других технологических процессах. Пенные системы
в отличие от аэрированных жидкостей придают процессу вызо-
ва притока плавность и устойчивость. Для получения пенной
системы в жидкость, подвергаемую аэрированию, предваритель-
но вводят пенообразующее поверхностно-активное вещество
(ОП-Ю, дисолван, сульфонол, лигнопласт и др.) и стабилиза-
тор из высокомолекулярных соединений (карбоксилметилцел-
люлоза, полиакриламид).
Для предупреждения образования в скважине взрывоопас-
ных газовоздушных смесей при освоении и в других технологи-
ческих процессах используют азот. В автомобильной газифика-
ционной установке АГУ-6000-500/200 азот транспортируют к
месту потребления в сосуде Дюара («термос») и в жидком виде
закачивают насосом в испаритель. Там он газифицируется и
поступает в трубопровод при рабочем давлении нагнетания
22 МПа. Расход газообразного азота составляет 6м3/мин (при
нормальных условиях). С учетом потерь от испарения и остат-
ка в сосуде одна установка вырабатывает 3500 м3 газообраз-
ного азота. Питание установки осуществляется от сети напря-
жением 220 В или передвижной электростанции мощностью
200 кВт.
Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом осуществ-
ляется аналогично пуску газлифтных скважин (см. раздел 10.2).
Отличие состоит только в подключении к устью передвижной
компрессорной или газификационной установки. Этот метод
пуска скважин называют еще газлифтным или компрессорным
В процессе пуска скважин быстро создается депрессия, поэтому
данный метод не применим при наличии рыхлых и неустойчи-
вых коллекторов, подошвенной воды, верхнего газа.
Иногда еще применяют методы свабирования (поршнева-
ния) и тартания. Для этого в скважину на канате от глубинной
лебедки спускают сваб (поршень с клапаном и резиновыми ман-
жетами) в НКТ или желонку (наподобие узкого длинного вед-
ра с клапаном).
Газлифтные скважины осваивают обычно методом продавки
(см. раздел 10.2). Насосные скважины перед освоением промы-
вают водой (или лучше нефтью) и осваивают насосом, исполь-
зуемым при эксплуатации.
Очистка призабойной зоны и освоение нагнетательных
скважин
Приток в скважину при условии (5.2) начнется в том слу-
чае, если скважина имеет гидравлическую связь с нефтегазово-
доносным пластом. Нередко вследствие рассмотренных ранее
причин (см. раздел 5.1) призабойная зона пласта закупорена
95
(загрязнена) в такой степени, что приток происходит только из
отдельных интервалов пласта, либо вообще отсутствует. Поэто-
му при освоении скважины перед вызовом притока для обеспе-
чения ее продуктивности, соответствующей естественной про-
ницаемости и нефтегазонасыщенной толщине пласта, необходи-
мо воздействие на призабойную зону. Методы воздействия на
призабойную зону рассматриваются в гл. 15. Отметим только,
что нагнетательные скважины также сначала осваивают на при-
ток и только после достаточной очистки призабойной зоны от
загрязнений приступают к закачке в них воды или других вы-
тесняющих нефть агентов. Ствол нагнетательной скважины очи-
щают интенсивными промывками водой с расходом 1200—
1500 м3/сут в течение 1—3 сут до минимального и стабильного
содержания взвешенных частиц. Воду для промывки закачивают
насосными агрегатами из водовода системы поддержания плас-
тового давления или по закольцованной (замкнутой) схеме с
-отстоем. Затем осуществляют интенсивный дренаж (отбор из
пласта) для очистки призабойной зоны. Дренаж может осуще-
ствляться самоизливом или методами вызова притока (газ-
лифтным, насосным, свабированием). При самоизливе дебит
воды должен быть больше нескольких кубометров в сутки. Це-
лесообразно осуществлять кратковременные (по 6—15 мин) пе-
риодические изливы до стабилизации содержания взвешанных
частиц. Это в 4—6 раз сокращает расход воды. Воду следует
сливать в емкости или земляные амбары. Не допускается слив
воды в водоемы. Газовые скважины очищают от грязи продув-
кой в атмосферу.
Эффективная очистка призабойной зоны происходит при со-
здании высоких мгновенных депрессий на пласт. Импульс по-
нижения давления по методу имплозии раньше создавали раз-
рушением стеклянного баллона на забое. Мгновенные высокие
депрессии можно создавать путем сообщения опорожненной ча-
сти ствола скважины (НК.Т) с пластом. Для создания много-
кратных высоких депрессий на пласт разработаны специаль-
ные устройства, основанные на использовании струйного насо-
са или периодического опорожнения труб.
В Ивано-Франковском институте нефти и газа под руковод-
ством Р. С. Яремийчука разработаны метод освоения и устрой-
ства типа УОС и УЭОС на основе использования струйного на-
соса (рис. 5.2). В скважину в компоновке с НК.Т спускается
устройство для обработки скважин УОС-1 или корпус эжектор-
ного устройства для освоения скважин УЭОС-1 (рис. 5.3).Спуск
насоса эжекторного устройства УЭОС-1 происходит под действи-
ем собственного веса в предварительно установленный корпус,
а его подъем — с помощью специального ловителя, спускаемого
на кабеле. Принцип работы устройств основан на передаче ки-
нетической энергии от рабочей жидкости к пластовой — эжек-
'96
тируемой. Рабочая жидкость (вода, водный раствор хлористого
натрия или кальция) прокачивается насосными агрегатами под
высоким давлением по НКТ через устройство, а смесь рабочей
и пластовой жидкостей выходит по затрубному пространству,
отделенному от пласта пакером. В результате под пакером сни-
жается давление (создается депрессия). После прекращения
подачи рабочей жидкости давление на пласт восстанавливается.
За одну обработку создают 20—30 циклов при продолжитель-
ности воздействия в каждом из них 5—10 мин. В результате
циклического воздействия на пласт в режиме «депрессия — вос-
становление забойного давления» происходит очистка приза-
бойной зоны.
Эта технология широко применяется на месторождениях
Западной Сибири для вызова притока, очистки призабойной зо-
ны, а также для удаления продуктов реакции после кислотной
обработки.
5.4. Техника безопасности, противопожарные
мероприятия и охрана окружающей среды
при освоении нефтяных и газовых скважин
Техника безопасности и противопожарные мероприятия
Техника безопасности— это совокупность приемов по пре-
дупреждению несчастных случаев, отравлений и профессиональ-
ных заболеваний. Она неразрывно связана с технологией про-
цессов и оборудованием. Поэтому данные вопросы рассматри-
ваются авторами по мере изложения предмета.
До ввода в эксплуатацию законченной бурением скважины
демонтируют буровое оборудование, проводят планировку тер-
ритории возле скважин (расчистку, выравнивание, размещение
объектов). Освоение скважин должно проводиться по плану,
утвержденному главным инженером предприятия и главным гео-
логом, с указанием в плане персонально ответственного инже-
нерно-технического работника. Бригады рабочих должны быть
обучены и проинструктированы безопасному ведению работ,
в том числе на случай открытого нефтегазовыброса.
Обсадные трубы нефтяных и газовых скважин обвязывают
колонной головкой. Колонную головку опрессовывают на проб-
ное давление до установки ее на устье и затем, после монтажа,
испытывают на давление, не превышающее давление опрессов-
ки колонны, принимаемое по установленной норме. Эти работы
оформляются актами. Колонная головка должна иметь конст-
рукцию, обеспечивающую проведение постоянного контроля за
скоплением газа в межколонном пространстве. В основном меж-
колонные газопроявления обусловлены негерметичностью резь-
бовых соединений обсадных труб. Для предупреждения их при-
7—1020
97
X
13
11
15
/4 -
X
10
L_
Рис. 5.2. Схема обвязки на-
земного и скважинного
оборудования при освоении
скважин методом создания
управляемых циклических
депрессий на пласт на осно-
ве использования струйных
насосов:
1— емкость для рабочей жидко-
сти; 2 —задвижка; 3 — насосные
агрегаты; 4 — фильтр; 5 — про-
дуктивный пласт; 6 — пакер; 7 — устройство для обработки скважин УОС-1; 8 — шар диа-
метром 25,4 мм; 9 — приемный (опрессовочный) клапан; 10 — обсадная колонна; 11 —
циркуляционный клапан; 12 — насосно-компрессорные трубы; 13— нагнетательная линия;
14 — колонная головка; 15 — крестовина фонтанной арматуры; 16— быстросъемное со-
единение; /7 —манометр; 18 — штуцер; 19 — сепаратор; 20 — расходомер; 21— факельная
линия; 22 — амбар; 23 — приемная емкость
меняют уплотнительную резьбовую смазку, ингибитор корро-
зии, а также проводят другие мероприятия.
Разведочные, фонтанные, газлифтные и газовые скважины
следует осваивать только после оборудования устья фонтанной
арматурой, схема сборки которой должна быть утверждена ру-
ководством предприятия. Рабочее давление арматуры должно
соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на
устье при эксплуатации скважины. Арматура предварительно
должна быть опрессована в собранном виде на пробное давле-
ние, предусмотренное паспортом, а после 'монтажа на устье —
на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной ко-
лонны. Результаты опрессовки оформляются актом. При сборке
нужно следить за правильным размещением прокладок (или
колец), надежно закрепить все шпильки, проверить открытие и
закрытие всех задвижек (или кранов).
До начала работ по освоению у фонтанной арматуры уста-
навливают стационарную или передвижную площадку с лест-
ницей и перилами.
Обвязка устья скважины, ее коммуникации (емкости, амба-
ры и пр.) должны быть подготовлены к приему продукции
98
скважины до перфорации эксплуатаци-
онной колонны. Под выкидными линия-
ми, расположенными на высоте, долж-
ны быть надежно укрепленные опоры,
предотвращающие падение линий при
ремонте и вибрацию от ударов струи.
Если ожидается бурное нефтегазопрояв-
ление, то фонтанную арматуру следует
укреплять анкерными болтами и оттяж-
ками, что предупреждает опасность ее
раскачивания. Болты необходимо про-
пускать через хомуты, устанавливаемые
на технической колонне или кондукторе
и буфере арматуры.
Перед перфорацией на крестовик
фонтанной арматуры или на фланец ко-
лонны следует устанавливать противо-
выбросовую задвижку, которую до этого
тщательно проверяют и опрессовывают
на давление, равное пробному давлению
фонтанной арматуры. После установки
задвижку и крестовик вновь опрессовы-
вают на давление, не превышающее допу-
стимое для данной эксплуатационной
колонны. Результат испытания оформ-
ляют актом. Противовыбросовая задви-
жка должна иметь указатели: «Откры-
то», «Закрыто», а ее штурвал выводят
в сторону от выкидных линий на рас-
стояние не менее 10 м от скважины и
ограждают щитом и навесом.
При необходимости глушения сква-
жины в процессе ее освоения должен
быть приготовлен свежий утяжеленный
раствор в количестве не менее двух объ-
емов скважины. Раствор в процессе ос-
воения должен периодически перемеши-
ваться.
Рис. 5.3. Эжекторное
устройство для освоения
скважин УЭОС-1:
1 — ловильная головка эжек-
торного насоса; 2 — корпус
насоса; 3 — уплотнение; 4 —
гнездо; 5 — сопло; 6 — коль-
цо уплотнительное; 7 — кор-
пус камеры смешения с диф-
фузором; 8 — уплотнение;
9 — корпус устройства; 10 —
наконечник
После прострела колонны снимают противовыбросовую за-
движку, в скважину спускают насосно-компрессорные трубы,
а затем устанавливают елку с центральной задвижкой. Спускать
и поднимать трубы разрешается только при наличии на мостках
задвижки с переводной катушкой и патрубком, рассчитанными
на максимальное давление, ожидаемое на устье скважины.
Трубы укладывают на стеллажи с предохранительными стой-
ками.
Освоение рекомендуется проводить в дневное время. При
7*
99
освоении скважин в ночное время рабочие места должны быть
освещены в соответствии с установленными нормами. Светиль-
ники, расположенные у устья скважины, должны быть во взры-
возащищенном исполнении.
В случае нефтегазопроявлений в скважине, а также аварий-
ного отключения световой линии в ночное время при спуске или
подъеме труб следует немедленно установить на устье задвиж-
ку и прекратить дальнейшие работы.
При освоении скважин промывкой жидкостью, методами
аэрации жидкости и продавки газом нагнетательные линии,,
воздухопровод и газопровод должны иметь задвижку, обратный
клапан и манометр.
Нагнетательная линия, воздухопровод и газопровод должны
опрессовываться на полуторакратное давление от ожидаемого
максимального рабочего давления.
При освоении скважин с помощью передвижного компрессо-
ра его следует устанавливать не ближе 25 м от скважины. На-
сосные агрегаты должны находиться на расстоянии не менее
10 м от устья скважины и быть расставленными так, чтобы
расстояние между ними составляло не менее 1 м и кабины их
не были обращены к устью скважины.
При перерывах и остановках в процессе освоения централь-
ная задвижка фонтанной арматуры и задвижка на крестовике
должны быть закрыты. При вызове притока путем нагнетания
сжатого воздуха или аэрации жидкости воздухом перерывы
процесса не допускаются во избежание образования взрыво-
опасной смеси. Перед возобновлением работ по освоению после
их остановки необходимо постепенно через центральную и за-
трубную задвижки снизить давление газа в скважине до атмос-
ферного.
При освоении скважины продавкой газом, подаваемым из
соседней скважины, газопровод следует подключать после шту-
цера. Газопровод должен быть проложен так, чтобы в процессе
освоения скважины исключалась опасность механических по-
вреждений его.
Освоение газовых и газоконденсатных скважин свабирова-
нием, а фонтанных скважин — тартанием желонкой запреща-
ется.
При освоении газовые и газоконденсатные скважины проду-
вают путем выпуска газа в атмосферу с целью очистки забоя
от воды, грязи и шлама. Скважину следует продувать через
прочно закрепленную продувочную линию со штуцером и при
полностью открытых задвижках на выкиде. Продувка опасна в
пожарном отношении. Выброшенный кусок породы может уда-
риться о металлический предмет, дать искру и вызвать взрыв
и пожар. Перед продувкой нужно потушить огни и прекратить
курение на расстоянии не менее 150 м вокруг скважины, осо-
100
бенно с подветренной стороны. При переменных ветрах, на-
ступлении темноты и сильных туманов продувку следует пре-
кратить. После продувки закрывать задвижку нужно медленно.
Нефть и углеводородный газ — взрывоопасные и легковос-
пламеняющиеся вещества. Взрыв или пожар могут возникнуть
при определенном соотношении горючего и воздуха и появлении
источника воспламенения. Взрыв возможен и при скоплении
газа в определенном участке помещения. Большинство нефтя-
ных газов тяжелее воздуха, вследствие чего они стелются по
земле, заполняя углубления. Температура вспышки нефтей ко-
леблется от —35 до +34 °C, а температура самовоспламене-
ния— от 260 до 375 °C. Взрывание смеси углеводородного газа
с воздухом происходит при концентрации газа 4—13% (для ме-
тана 5—15%), а с повышением давления до 35 МПа нижний и
верхний пределы воспламенения расширяются и составляют 2
и 65%. Вероятными причинами воспламенения могут быть от-
крытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования,
ударов, трения, разрядов статического и атмосферного элект-
ричества, самовозгорание пирофоров (отложения сернистого
железа, промасленная ветошь и др.).
К противопожарным мероприятиям, кроме рассмотренных
выше, относят заземление металлических частей, защиту мол-
ниеотводами, своевременное удаление и охлаждение пирофор-
ных веществ. У скважин и других объектов должен быть пер-
вичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопа-
ты, совки, ломы, топоры, кошма, огнетушители пенные и угле-
кислотные. Производственная территория и рабочие места
должны содержаться в чистоте. Разлитые нефть и нефтепродук-
ты необходимо убирать, а загрязненную площадь — зачищать.
Курить разрешается только в специально отведенных местах.
Газоопасные и огневые работы могут выполнять только по на-
ряду (плану работ) специально подготовленные работники под
руководством инженерно-технического работника, назначенного
начальником или главным инженером предприятия.
Охрана окружающей среды
Основы Законодательства Союза ССР и союзных республик
о недрах предусматривают обязанность пользователей недр
обеспечить охрану атмосферного воздуха, земель, лесов, вод и
других объектов окружающей природной среды.
Добыча нефти и газа в той или иной степени воздействует
на земную поверхность, растительность, водные источники, воз-
душные бассейны. Справедливо считается, что нефтяная про-
мышленность— один из основных потенциальных источников
загрязнения окружающей среды. Разлив нефти на устье сква-
жины и прискважинной площадке возможен через неплотности
101
в устьевой арматуре и соединениях труб, особенно при освое-
нии скважин свабированием. Для предотвращения разлива
нефти при свабировании разработана герметизирующая голов-
ка, включающая уплотняющую и клапанную системы и приспо-
собление для центрирования каната.
Слив в водоемы жидкостей, используемых при освоении
скважин, отравляет водоемы, приносит огромный вред рыбно-
му хозяйству. Большую опасность представляет загрязнение
грунтовых вод и водоемов нефтью. Атмосфера загрязняется в
результате испарения нефти и выброса газа.
Основная задача охраны недр — обеспечение рациональной
разработки нефтяных и газовых месторождений. Для ее реше-
ния в процессе бурения скважин необходимо изолировать друг
от друга все продуктивные и непродуктивные пласты, обеспе-
чить герметичность обсадных колонн, предотвратить возможное
открытое фонтанирование и обвалы. При освоении, эксплуата-
ции и ремонте скважин необходимо предпринимать меры по
предупреждению открытого фонтанирования, прорывов нефти и
газа в другие пласты, преждевременного обводнения скважин,
нанесения ущерба другим продуктивным пластам. Необходимо
стремиться создавать условия для извлечения наибольшего ко-
личества углеводородов из залежи, получения других не менее
важных полезных ископаемых (серы, йода, брома, гелия и т. п.).
Меры безопасности при наличии сероводорода и углекислого
газа
Дополнительные меры безопасности принимают при освое-
нии и эксплуатации скважин, содержащих сероводород и угле-
кислый газ.
Сероводород — сильный нервный яд, вызывающий смерть от
остановки дыхания, а иногда и от паралича сердца. Запах его
(тухлых яиц) улавливается обонянием человека даже при со-
держании в воздухе 1,4—2,3 мг/м3, однако наблюдается быст-
рое притупление обоняния. Углекислый газ — практически без
запаха. Общий характер его действия на организм — наркоти-
ческий и раздражающий кожу и слизистые оболочки. Эти газы
бесцветные. Будучи тяжелее воздуха, они скапливаются в низ-
ких местах—ямах, колодцах, траншеях. При содержании угле-
кислого газа в воздухе 4—5% и более заметно его влияние на
человека. При вдыхании весьма высоких концентраций угле-
кислого газа наступает смерть от остановки дыхания (при
20% —через несколько секунд).
Концентрация сероводорода в воздухе рабочих помещений не
должна превышать предельно допустимых концентраций
(ПДК) — Ю мг/м3, в смеси с углеводородами — 3 мг/г3, в ат-
мосфере воздуха населенных мест — не более 0,008 мг/м3. ПДК
102
углекислого газа в воздухе составляет 1%. При концентрации
газа, превышающей ПДК, работать разрешается только в про-
тивогазе (в фильтрующем — на открытом воздухе; в шланго-
вом— при работе в емкостях, колодцах и закрытых помещени-
ях). Длина шланга не должна превышать 20 м. При большем
радиусе загазованной зоны следует применять кислородные или
воздушные изолирующие приборы. При работе в колодце или
траншее на поверхности земли с наветренной стороны должны
находиться не менее двух человек, имеющих при себе противо-
газы, а работающий в колодце или траншее должен надевать
шланговый противогаз и спасательный пояс с привязанной к
нему сигнально-спасательной веревкой.
За концентрацией сероводорода должен быть организован
систематический контроль посредством замеров газоанализато-
ром, индикатором или лабораторного анализа. При выявлении
опасных концентраций сероводорода должны быть немедленно
приняты меры по предупреждению отравления людей, постав-
лена в известность администрация предприятия и в опасной
зоне вывешены предупредительные знаки.
Запрещается при исследовании скважин подходить к устью
и пруверной линии без противогаза и соответствующей спец-
одежды. Смена диафрагмы на прувере должна проводиться че-
рез 15 мин после закрытия скважины с предварительным про-
ведением анализа на сероводород.
Приток жидкости в скважине с сернистой нефтью (нефть, со-
держащая сероводород), остановившейся во время эксплуата-
ции, должен вызываться путем нагнетания углеводородного га-
за, содержащего не более 10% кислорода по объему, многофаз-
ных пен, инертных (дымовых) газов с содержанием кислорода
не более 5% или увлажненного воздуха. При аварийных пере-
рывах в освоении скважины методом нагнетания воздуха сле-
дует разрядить затрубное пространство. На шлейфе скважины
у устья должны быть установлены клапаны-отсекатели, пере-
крывающие выход газа при разрыве шлейфов.
Работники бригад по добыче нефти и газа, ремонту скважин
должны иметь при себе во время работы индивидуально закреп-
ленные противогазы, индикатор на сероводород и знать правила
безопасности и приемы оказания первой помощи пострадавшим.
Работа по ликвидации пропусков газа или газоконденсата
должна выполняться в присутствии наблюдающего независимо
от содержания сероводорода. Газ, содержащий сероводород,
при невозможности подключения скважины к газосборной сети,
должен отводиться через продувочную линию и сжигаться в вы-
соких стояках (не менее 10 м) или отсасываться специальным
устройством.
Сероводород и углекислый газ вызывают интенсивную корро-
зию оборудования, а сероводород создает еще условия интенсив-
103
ного гидратообразования углеводородных газов. Поэтому в кон-
струкциях газовых и газоконденсатных скважин предусматрива-
ют защиту от коррозии, а вследствии нарушения герметичности
и возможность аварийного фонтанирования (антикоррозионное
исполнение, эксплуатация скважин только по насосно-компрес-
сорным трубам, ингибиторы коррозии, предохранительные кла-
паны-отсекатели и др.).
Контрольные вопросы
1. Что понимают под подготовкой скважины к эксплуатации?
2. Какие требования предъявляются к операции вскрытия нефтяного и
газового пластов и почему?
3. Объясните причины загрязнения призабойной зоны при вскрытии про-
дуктивного пласта.
4. Как оборудуют забои скважин? От чего зависит выбор конструкции
забоя?
5. Какие существуют типы скважин по назначению?
6. Назовите основные элементы конструкции скважины и их назначение.
7. Охарактеризуйте насосно-компрессорные трубы.
8. Что такое освоение скважин? Как оборудуют скважины перед освое-
нием?
9. В чем заключаются особенности освоения нагнетательных скважин?
10. Какие существуют методы вывоза притока в скважину?
ГЛАВА 6
ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ
Гидродинамические исследования скважин проводят с целью
установления зависимости между дебитом жидкости и депрес-
сией1 на пласт и последующего определения параметров пласта.
Теоретическая база методов исследования — законы, описы-
вающие процесс фильтрации жидкости и газа в пластах, а так-
же данные изменения отбора из скважин. Скважины могут экс-
плуатироваться при установившихся режимах или отборах, ког-
да в период измерения дебита и давления они не меняются,
и при неустановившихся режимах и отборах, когда дебит и
давление изменяется. Соответственно и методы исследования
подразделяются на методы при установившемся режиме фильт-
рации и неустановившемся режиме фильтрации.
6.1. Исследование нефтяных скважин
при установившихся режимах фильтрации
Об установившемся режиме фильтрации жидкости (газа) в
пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых в
небольших интервалах времени (2—3 измерения за 4—6 ч).
104
Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быст-
рее наступает установившийся режим фильтрации после изме-
нения условий эксплуатации скважины. Время, необходимое для
достижения установившегося режима, можно определять по
приближенной формуле
Г*ст~ 2,25ft/nJK ’ *• >
где ^Уст — время, в течение которого достигается установивший-
ся режим, с; — приведенный коэффициент сжимаемости жид-
кости и породы, определяемый по формуле
Р* = тРж+Рп. (6.2)
Здесь m — пористость пласта; — коэффициент сжимаемости
жидкости, Па-1; — коэффициент сжимаемости породы, Па-1;
7?к — радиус зоны влияния, м (для условий жестководонапорно-
го режима принимается равным о/л, где о — половина расстоя-
ния между скважинами); k — проницаемость пласта, м2; цж—
динамическая вязкость, Па-с.
Так как при исследовании используются уравнения притока
из пласта в скважины, которые, в свою очередь, зависят от ха-
рактера фильтрационного потока в пласте, то для расчетов при-
меняются уравнение притока нефти при р3>Ри (р»— давление
насыщения нефти газом) или уравнение притока при р3<.ра.
Исследование при установившихся режимах выполняют по-
следовательным изменением дебита скважин с измерением за-
бойных давлений, соответствующих данному дебиту. Об уста-
новившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного
давления при условии работы скважины в заданном режиме.
Результаты измерений дебита и забойного давления заносят в
карточку исследования скважины. Предпочтительным при ис-
следовании скважин является изменение режима их работы в
сторону постепенного возрастания дебита. По завершении ис-
следований скважину останавливают для измерения пластового
давления.
По результатам исследований строят индикаторную кривую,
которая представляет собой график зависимости дебита сква-
жины от депрессии (рис. 6.1, а).
Если исследования скважины выполнены при р3>рн, то по
тангенсу угла наклона индикаторной кривой к оси депрессий
Др определяют коэффициент продуктивности скважины
tga = Q/Ap = A0, (6.3)
где Ко — коэффициент продуктивности,
° ii In (7?к/гс пр)
105
Рис. 6.1. Индикаторная кривая при р3>Рв и соблюдении (а) и нарушении
(б) линейного закона фильтрации
По коэффициенту продуктивности рассчитывают гидропровод-
ность пласта ife/г/ц.
Заметим, что при построении индикаторной кривой дебит
скважины следует пересчитать на пластовые условия, что до-
стигается умножением дебита, измеренного на поверхности, на
объемный коэффициент пластовой нефти.
При исследовании скважин в условиях установившихся ре-
жимов фильтрации нередко индикаторная кривая имеет вид,
показанный на рис. 6.1,6, хотя исследования проведены при
Рз>Ри-
В этом случае определять коэффициент продуктивности по
углу наклона кривой к оси депрессий нельзя, что обусловлено
видом уравнения притока жидкости из пласта в скважину
Q = Ko(p™~ Рз)п> (6.5)
где п — показатель в уравнении фильтрации, составляющий
0,5—1. В рассматриваемом случае кроме коэффициента продук-
тивности следует вычислить показатель п в уравнении фильтра-
ции. Эта задача решается следующим образом.
1. Индикаторная кривая из системы координат Q—&р пере-
страивается в новую систему координат Ig Q—1g Др (рис. 6.2).
2. По отрезку оси Ig Q', отсекаемому индикаторной кривой
в новой системе координат, определяют коэффициент продуктив-
ности 1g Ко = Ig Q' и Ко = Q'.
3. По углу наклона индикаторной кривой к оси 1g Др вычис-
ляют показатель фильтрации
п= (Ig Q — Ig Q')/1g Др. (6.6)
106
Рис. 6.2. Индикаторная кривая на
рис. 6.1,6, перестроенная в новую си-
стему координат Ig Q—1g Др
о 1 а.м’/сут
Рис. 6.3. Индикаторная кривая сква-
жины с неньютоновскими нефтями
Для скважин, продуцирующих высоковязкой нефтью, неред-
ко оказывается, что индикаторная кривая в системе координат
Q—Др не проходит через начало координат, а отсекает на оси
Др отрезок Дро (рис. 6.3). Это указывает на то, что нефть ис-
следуемой скважины обладает неньютоновскими свойствами.
По отрезку, отсекаемому на оси Др, находят начало сдвига пла-
стовой нефти.
Если исследование нефтяной скважины проведено при за-
бойном давлении ниже давления насыщения, то определять ко-
эффициент продуктивности непосредственно по индикаторной
кривой (см. рис. 6.1,6), построенной в системе координат
Q—Др нельзя. Это обусловлено тем, что приток нефти из пла-
ста в скважину при р3<рн описывается не формулой Дюпюи
(4.8), а уравнением
/-)_2nkh (Нил—Н3)
V R
In
гс пр
6.7)
где Нпл и Из — функции Христиановича, которые являются ана-
логами пластового и забойного давлений.
Для пересчета измеренных значений забойного и пластового
давлений в функции Христиановича необходимо знать свойства
пластовой нефти при пластовом и забойных давлениях, а так-
же газовый фактор. Расчеты ведутся в такой последовательно-
сти:
1. Измеренные значения давлений пересчитывают в безраз-
мерное давление. Расчет выполняется по формуле
п* = —Е—.
Гр.р/Р'Н
(6-8)
107
2. По пересчитанным значениям безразмерного давления и
графикам Христиановича (рис. 6.4) определяют безразмерную
функцию Христиановича Н*. На рис. 6.4 показаны три кривые,
выбор которых делается по предварительному расчету а
а = (рг/цн)а,
где а—коэффициент растворимости газа в нефти.
3. По безразмерной функции Христиановича вычисляют
функцию Христиановича
Я=Я*Г(цг/цн). (6.9)
Пересчет давлений на функции Христиановича выполняется
для всех исследуемых режимов эксплуатации скважин.
По рассчитанным значениям функций Христиановича и соот-
ветствующим им дебитам в системе координат Q—А// строят
индикаторную кривую. По тангенсу угла наклона индикаторной
кривой к оси А// определяют коэффициент продуктивности
tgY = Q/A/7 = X0. (6.10)
Заметим, что показанный выше метод расчета функций Хрис-
тиановича по измеренным значениям давления и газового фак-
тора можно существенно упростить для условий проведения ис-
следований на конкретном месторождении, характеризующимся
определенными свойствами пластовой нефти. Тогда для кон-
кретных свойств пластовых нефтей выбирается кривая зависи-
мости безразмерной функции Христиановича от безразмерного
давления (см. рис. 6.4). Выбранная кривая описывается урав-
нением
Н* = ар*ь,
где а и b — постоянные коэффициенты, определяемые при об-
работке кривой на рис. 6.4.
Перестроив кривую на рис. 6.4 из системы координат Н*—р*
в систему координат 1g//*—1g р*, получим отрезок, отсекаемый
кривой на оси 1g //* и определяющийся 1g а. По тангенсу угла
наклона кривой к оси 1g р* вычислим b
&= (lg//i* — lga)/lgp*. (6.П)
Например, применительно к исследованиям скважин Долин-
ского месторождения при р3<рн, Ь= 1,213, а = 0,242 или
//* = 0,242 р*1,213. (6.12)
Учитывая уравнения (6.8) и (6.9), получаем
Z/ = 0,242pMi3/(-g-r)°’2i3. (6.13)
108
Используя формулу (6.13), строим
номограмму, устанавливающую
связь между функцией Христиано-
вича, газовым фактором и давле-
нием для конкретных свойств плас-
товой нефти выгодской залежи
Долинского месторождения (рис.
6.5). Пользование номограммой
существенно упрощает и ускоряет
расчеты, связанные с определением
коэффициента продуктивности при
Рз<РН.
Полученное в результате расче-
тов по методу установившихся ре-
жимов фильтрации значение пара-
метра гидропроводности характе-
ризует призабойную зону скважин.
Рис. 6.4. Зависимость Н* от
р*:
1 _ а=0,02; 2 — а=0,015; 3 - а-0,01
6.2. Исследование нефтяных скважин
при неустановившихся режимах
Значительные затраты времени на получение индикаторной
кривой при исследовании скважин по методу установившихся
отборов обусловили поиск метода получения параметров пласта
при непродолжительных исследованиях. Сокращение продолжи-
тельности исследовании приводит к тому, что фильтрационный
поток в пласте становится неустановившимся и, в связи с этим,
используемые в методе теоретические решения становятся не-
приемлемыми.
Очевидно, что для условий неустановившейся фильтрации
требуется новое теоретическое решение, устанавливающее связь
между изменением дебита, давлением и временем.
Эта зависимость с достаточной для практики точностью опи-
сывается уравнением
= <6.14)
ИЛИ
ар(0=тгг1п-т51+ -rrrlnt> (6.15)
г' 4nkh rsc ПР 1 4лк/г ’ v '
где ро — давление на контуре питания, МПа; p(t)—изменение
давления на забое скважины после ее остановки, МПа; Q — де-
бит скважины перед остановкой, см3/с; гс пр — приведенный ра-
диус скважины, м; к — пьезопроводимость пласта, м2/с; осталь-
ные обозначения общепринятые.
109
Рис. 6.5. Зависимость Н от р для разных газовых факторов Долинского мес-
торождения:
Газовый фактор, м3/м!: 7 — 150; 2 — 200; 3 — 250; 4 — 300; 5 — 400; 5 — 500; 7 — 600 ; 8 —
700; S —800
Исследования проводят в следующей последовательности.
1. В скважину спускают скважинный манометр, который ре-
гистрирует на бланке меловой бумаги изменение давления на
забое во времени.
2. После непродолжительной выдержки манометра на забое
работающей скважины ее закрывают.
3. Через два, три часа пребывания манометра на забое его
поднимают на поверхность и извлекают бланк записи измене-
ния давления во времени.
На кривой, записанной манометром (рис. 6.6), выделяются
следующие характерные точки и линии. Линия АВ отвечает на-
растанию давления при спуске манометра в скважину. Линия
ВС показывает забойное давление в скважине перед останов-
кой. Точка С соответствует остановке скважины. Линия СД ха-
рактеризует изменение давления на забое скважины после пре-
кращения в ней отбора. Расстояния от оси времени до точки Д
определяет пластовое давление. Линия ДЕ показывает измене-
ние давления при подъеме манометра.
Так как экспериментальная кривая, снятая скважинным ма-
нометром, вычерчена в системе координат p(t)—t, а теоретиче-
110
Рис. 6.6. Характерная кривая записи
скважинным манометром изменения
давления на забое скважины
Рис. 6.7. Кривая восстановления
давления в скважине в системе ко-
ординат Др—1g?
ское решение неустановившегося течения [формула (6.15)] оп-
ределяется зависимостью изменения давления от логарифма
времени, т. е. p(t)—lg t, полученную с помощью манометра кри-
вую перестраивают в новую систему координат (рис. 6.7). Пря-
молинейный участок кривой отвечает уравнению (6.15). По на-
клону кривой к оси lg t определяют параметр гидропроводности
/ = = = (6Д6)
° inkh Р 4л tg а ' '
Заметим, что масштаб координатных осей исследователями вы-
бирается произвольно, поэтому геометрическая величина угла а
чаще не отвечает его действительному значению. В связи с этим
его определяют по формуле
(6-17)
i = t? а = a?2~aPi
g 1g «2—Igti’
По отрезку А, отсекаемому на оси Др, вычисляют пьезопровод-
ность пласта
д___2,3()р , 2,25х
tnkh lg rgnp
., 2,25х
г1§7Г—
гс ПР
(6.18)
или
гi 2
х = ^И0A/i. (6.19)
Пьезопроводность пласта можно вычислять через параметры
пласта и пластовой жидкости по формуле
к
Х =----! R~ 1 R Г » (6.20)
Рж("фж + ₽п) 4 '
где т — коэффициент пористости; и рп — коэффициенты сжи-
маемости соответственно жидкости и породы. Следовательно,
для практических целей представляет интерес определение при-
веденного радиуса. Из уравнения (6.19) имеем
гс пр = Т2,25х//0Л/‘.
(6.21)
111
Если по результатам расчетов установлено, что гс пр существен-
но меньше фактического радиуса скважины, то это указывает
на большое несовершенство вскрытия пласта в скважине и, на-
против, если гс пр>гс, то это указывает на хорошо развитую тре-
щиноватость в призабойной зоне скважины.
На кривой восстановления давления после ее обработки в
системе координат Ap(t)—Ig t нередко выделяется не один,
а несколько прямолинейных участков. Это обусловлено неодно-
родностью пласта и соответственно непостоянными значениями
гидропроводности и пьезопроводности в окрестности скважин.
Определяя для каждого из выделенных прямолинейных уча-
стков А и i, рассчитывают их гидропроводность и пьезопровод-
ность. Протяженность участков разной проницаемости можно
вычислить по формуле
7?k=1,5V^ (6.22)
где х — пьезопроводность участка, для которого рассчитывают
R&, t — время от закрытия скважины до момента перелома пря-
молинейного хода кривой.
Показанная методика обработки кривых восстановления дав-
ления в скважине предполагает, что сразу после закрытия сква-
жины приток жидкости в скважину прекращается. Это условие
выполняется при остановке скважины перекрытием жидкости
на входе в нее. Имеются специальные устройства, посредством
которых поток перекрывается в скважине выше ее фильтра.
Приток жидкости в скважину несущественно влияет на харак-
тер кривых восстановления давления и тогда, когда скважина
до устья заполнена жидкостью. Во всех остальных случаях про-
должающийся в скважину приток жидкости после перекрытия
задвижки на устье влияет на характер кривых восстановления
давления, а, следовательно, и на точность результатов опреде-
ления гидропроводности и пьезопроводности.
Продолжающийся приток жидкости из пласта в скважину
после ее перекрытия на устье обусловливается тем, что в цент-
ральных трубах скважины и затрубном ее пространстве имеется
свободный газ, который по мере роста давления сжимается.
Продолжающийся в скважину приток замедляет нарастание за-
бойного давления, а поэтому методики, учитывающие продол-
жающийся приток жидкости в скважину, предполагают введе-
ние дополнительных корректив в снятую манометром кривую
изменения давления в скважине.
В практике выполнения расчетов с учетом продолжающегося
притока широкое применение получил дифференциальный ме-
тод, предложенный Ю. П. Борисовым и в последующем упро-
щенный Ф. А. Требиным и Г. В. Щербаковым.
Сущность метода состоит в том, что кривую восстановления
давления, снятую на забое скважины, корректируют умноже-
112
нием каждой ординаты на поправочный коэффициент z, кото-
рый вычисляют по формуле
Z = -;-.-71 777-,-г- , (6.23)
1 —Ю’/Др'Дерпл) V '
где Q — дебит скважины перед ее остановкой, пересчитанный
на пластовые условия, см3/с; рпл — плотность пластовой жидко-
сти, кг/м3. Величину /Др' определяют по формуле
/Др' = f^Pn+i-fApn-i , (6.24)
где
f APn~fк (Дрзаб п Дрмеж п) -р/т (ДРзаб п Дрбуф п) ’, (6.25)
п — номер точки, ограничивающей интервал времени; fK — пло-
щадь поперечного сечения межтрубного пространства, см2; /т—
площадь сечения центральных труб, см2; At— интервал раз-
биения периода исследований, с; Дрзаб п, Др меж п, Дрбуф п
соответственно приращения забойного, межтрубного и буферно-
го давлений, МПа.
Как следует из формул (6.23), (6.24) для расчета коэффициен-
та z, корректирующего кривую изменения забойного давления;
наряду с данными измерений забойного давления следует
иметь кривые изменения во времени давлений на буфере и за-
трубном пространстве скважины (рис. 6.8). Процедуру счета
выполняют следующим образом.
1. Весь интервал изменения давлений во времени разбива-
ется на отдельные равные интервалы At.
2. Для каждого выделенного интервала по формуле (6.25)
рассчитывают величину fApn, а по формуле (6.24)—/Др'.
3. Для каждого интервала по формуле (6.23) вычисляют
поправочный коэффициент г.
4. Умножением измеренных значений рзаб на z получают
скорректированное значение депрессии.
5. Строят кривую изменения давления в системе координат
Дрзаб^—Ig t, которая и является исходной для расчета гидро-
проводности и пьезопроводности.
6. Последующие расчеты выполняют так же, как при методе'
обработки кривых восстановления давления без учета притока
жидкости в скважины.
Рассмотрим пример обработки результатов исследования
фонтанной скважины.
Результаты измерений забойного, буферного и межтрубного
давлений, а также соответствующее приращение давлений при-
ведены в табл. 6.1; площадь сечения кольцевого пространства
/к=133 см2; площадь сечения насосно-компрессорных труб /т =
= 30 см2; толщина пласта й = 30 м; пористость т=0,2; дебит
скважины перед остановкой в пластовых условиях Q=1500cm3/c;
8—1020 на
Рис. 6.8. Кривые изменения забойно-
го, межтрубного и буферного давле-
ний во времени
Рис. 6.9. Кривые восстановления дав-
ления в скважине, обработанные без
учета притока (/) и с его уче-
том (2)
плотность пластовой жидкости рПл = 800 кг/м3; коэффициенты
сжимаемости жидкости и породы соответственно ^ж = 9,50-
• 10~4 МПа-1, ^п = 3,5-10-4 МПа-1; общее время исследования со-
ставляет 2,5 ч.
Принимая интервал разбиения Д/ = 600 с, для каждого значения
измеренных давлений рассчитывают приращения давлений на
концах выделенных интервалов и записывают в табл. 6.1.
Если обработка результатов исследования проводится без
учета притока, то из табл. 6.1 используются только значения
параметров Дрзаб и 1g t, основываясь на которых, строят кри-
вую 1 (рис. 6.9).
Экстраполяция прямолинейного участка графика до пересече-
ния с осью Дрзаб дает значение А = 2,5 МПа. По точкам 1g /1=1,
Др3.1 = 3,05 МПа и lg/2 = 2, Дрз,2 = 3,61 МПа, используя форму-
лу 6.17, определяем уклон кривой
i=tga= (3,61 —3,05)/(2 — 1) =0,56.
По формуле (6.16) рассчитываем kh/y
kh 2,3 (М0-3 2,3-1500-Ю-3 n мкм2-м
И ~ 4jrtga — 43,14-0,56 — и,4У 1 МПА-с 1
вычисляем пьезопроводимость
х = kf (рф*) = 0,491/[30 (0,2 • 9,5• 10-4+3,5• 10-4] = 30,7 м2/с.
По формуле (6.21) находим приведенный радиус скважины
, / 2,25-30,7 п л/q/
Гспр— у 102,5/0,56 — 0’0484 м.
Ниже показано решение задачи по обработке результатов ис-
следования скважины с учетом притока жидкости в нее после
114
Таблица 6.1
Данные к примеру обработки кривых восстановления давления с учетом притока
(дифференциальный метод Ю. П. Борисова)
Номер точек Ю О — со О Tt* СМ СО СО О — 00 СМ О Ю со СО Tt* 05 Г*- о о Ю со Q СО Tf 05 СО СО 00 О — Tf СО о см — —> г- см —
со со «- ю со — 00 05 СО см о г- ю о ю см см со о см о о ю ю О СО Tt* о СО СО 00 О — Tt* со о см »- — г— СО — со
ю со см г- rt* со ю со 05 о см со г- 05 rt* см см см о- г- о о ю О CM Tt* 05 СО Tt* СО со О — СО о см —< «— Г- о —• со
* со 00 Q см со г- со or- оо СО СО — — О О о О О О со О CM Tt* 05 СО Гр со ю о rt* со о см — г- см
со со — LO Ю 05 оо Ю СО СО 05 —о ю Ю О 05 05 05 Tt* г- о —• Ю СМ О СМ тЬ 00 СМ СО СО со О —• со О СМ —1 —' со 00 ~
СМ 05 _ 05 ЮсО СО т}*О5Г*-Г*- — cO^Tft^CM Г- О со О О О СМ СО со СМ СО СО - О - со СО о СМ —• — со СМ —1
ю Tt1 00 со см — см со со г- 00 со ю ю г- см —* г* оосмь?— смсм со о 1 1см*' о СМ —• —' о со —
о — 05 Tf Ю 05 Tf О 00 Ю О Oil —4 II
Показатели 7 О Z-» . йй а 3 <х g Я а • о. я со ” w <D ° а « С а с е 5 е Б з^с^Б « s I s 1 s » Е s А . Я < „ *=• J < й) . со о О ю • М м «©• Ч 7 m о *• а м « л, >> И •. 1 Ю Л* ф о ’g « * s s й. й. *’ Э- ”*"* д’ <1 <1 ^Ьй g ** Ci. <] Ci. < Ci.< а s. S. N N »—7 S CO
8
115
Примечание. * Обозначены пропуски, обусловленные получением отрицательных значений параметра, что недопустимо.
остановки. Для выполнения расчетов, связанных с непосредст-
венной оценкой параметров пласта, предварительно определяют
по формуле (6.23) поправочный коэффициент z.
По формуле (6.25) для каждой точки определяют fAp. Так,
для точки 1 (£1 = 600 с)
ДР1= 133(2,32—1,52)4-30(2,32—2,26) = 108; для точки 2 (£2 =
= 1200 с) Др2=(3.60—2,46)4-30(3,60—3,26) = 161,7.
Таким же образом выполняется расчет и для других точек.
Его результаты заносят в табл. 6.1.
По предварительно рассчитанным значениям Др и формуле
(6.24) определяют fAp': для точки 1 (£i = 600 с) fApi= (161,7—
—0)/(2-600) =0,1345;
для точки 2 (£2=1200 с)/Дрг'= (166,7—108)/(2-600) =0,049.
Так же выполняют расчет для других интервалов времени. Ре-
зультаты заносят в табл. 6.1.
По формуле (6.23) рассчитывают поправочный коэффици-
ент z: __
для точки 1 (£1 = 600 с) *
__ 1 ___ 1 __ Q ЛЛ
Z1 — 1 — (10’ • 0,1345)/(1500• 800) — 1 — 1,12 '
Значение —8,92 должно быть отброшено, так как минусовые
значения не имеют смысла. Такие явления отмечаются при зна-
чительном отличии характеристик профильтровой части пласта
(плохое совершенство скважины) от параметров его на неко-
тором удалении;
для точки 2 (£2=1200 с)
z___________LO_______— 1 69
2 1-0,049/(1500-800) ’
Остальные подсчеты z выполняют аналогичным образом, а ре-
зультаты заносят в табл. 6.1.
Затем вычисляют скорректированные значения депрессии:
ЗгДрзаб 2= 1,69-3,6=6,07; ИзДрзаб 3=1,105-4,08=4,5. Результаты
заносят в табл. 6.1. По данным таблицы строят кривую измене-
ния депрессии от логарифма времени, учитывающую продолжа-
ющийся приток жидкости в скважину после ее закрытия (см.
кривую 2 на рис. 6.9). Дальнейшую обработку кривой выполня-
ют так же, как и для случая без учета притока. Продолжением
прямолинейного участка кривой (см. рис. 6.9) до пересечения с
осью (zAp) определяется А-1 (А-1 = 3,7 МПа). Уклон кривой
(zAp) от 1g £
i = tg а2 = = 3’9325~13-’^ = 0,415.
Гидропроводность пласта также рассчитывают по формуле
(6.16)
117
kh 2,3(?10 3 2,3-1500-10 ,, mrm2-m
P- ~ 4jitga2 “4-3 14-0,415 ~ U’0b2 МПА-с *
Пьезопроводность
0,662 .. .
X— 30 (0,2-9,5-10-4+3,5-10-4) “41,4 м/с,
а приведенный радиус скважины
г"«»=/„им» =0."0"344 м.
Сравнение результатов расчетов с учетом и без учета притока
указывает на то, что неучет продолжающегося притока жидко-
сти в скважину после ее остановки может приводить к сущест-
венным погрешностям в определении параметров пласта.
Заканчивая рассмотрение методики обработки результатов
исследования нефтяных скважин использованием кривых изме-
нения давления в скважинах после их остановки, отметим, что
наряду с дифференциальным методом Ю. П. Борисова в практи-
ке расчетов находят применение интегральный метод, предло-
женный Э. Б. Чекалюком, метод К. М. Донцова, используемый
применительно к исследованию трещиноватых коллекторов, ме-
тод А. X. Мирзаджанзаде для нефтей с аномальными свойства-
ми. Подробное изложение этих методов дается в научно-техни-
ческой литературе.
6.3. Исследование газовых скважин
При исследовании газовых скважин наряду с задачами, ре-
шаемыми для нефтяных скважин, а именно, определением про-
дуктивности и установлением зависимостей между дебитом и
депрессией, определяют зависимости между дебитом и газокон-
денсатным фактором, между дебитом и количеством песка, вы-
носимого из скважины.
Газовые скважины, так же как и нефтяные, можно исследовать
при установившихся и неустановившихся режимах.
При исследовании скважин на установившихся режимах
обычно снимают 5—7 точек для разных режимов их работы.
Изменение режимов фактически достигается сменой размера
устьевых штуцеров. Об установившемся режиме судят по по-
стоянству давления на головке скважины.
По результатам измерений дебита и давлений строят инди-
каторные кривые. Уравнение притока газа из пласта в скважи-
ну определяется следующей формулой:
p2n.-p23a6 = aQ+bQ2, (6.26)
где а и b — коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
Q — дебит газа в поверхностных (стандартных) условиях, по-
118
этому индикаторная кривая строится в системе координат
,(р2пл Р2заб) Q.
Кривая 1 на рис. 6.10 представляет типичную для газовых
скважин индикаторную кривую. Так как по результатам иссле-
дования подлежат определению коэффициенты а и Ь, индика-
торную кривую из системы координат (р2пл—Р2заб)—Q пере-
страивают в новую систему координат (р2пл—Р2заб)/Ф—Q (кри-
вая 2 на рис. 6.10), где она имеет линейную зависимость. По от-
резку, отсекаемому линейной индикаторной кривой на оси
(р2пл—р2заб)/<2, рассчитывают постоянный коэффициент а.
Рис. 6.10. Индикаторная кривая газовой скважины в системе координат:
' ~ <Рпл^Рза62)-Р; 2 - ^~РЗ—~ Q
По тангенсу угла наклона линейной индикаторной кривой к
оси Q вычисляют коэффициент Ь. В связи с тем, что при иссле-
довании газовых скважин измерение забойного давления затруд-
нено, особенно в работающей скважине при высоком давлении
на головке, забойное давление определяют по давлению в за-
трубном пространстве скважины.
Пересчет давления на затрубном пространстве на забойное
выполняют по формуле
Рзаб— PyCs, (6.27)
где е — основание натурального логарифма, равное 2,718;
s = 0’03415рг ртн^ 28)
*(р)Тер ‘ ’
119
Здесь рготн — относительная плотность газа по воздуху; L —
глубина скважины; z(p) — коэффициент сверхсжимаемости га-
за при среднем давлении; 7’ср— средняя абсолютная темпера-
тура газа в скважине, К 7'ср = (7'нл+7’у)/2.
Расчет забойного давления по устьевому с использованием
формул (6.27), (6.28) дает удовлетворительные результаты для
скважин, в продукции которых отсутствует вода и мало кон-
денсата. При исследованиях скважин, работающих с водой и
высоким газоконденсатным фактором, предпочтение следует от-
давать измерениям забойных и пластового давления скважин-
Рис. 6.11. Оборудование для иссле-
дования скважины, не подключенной
к газосборному пункту:
1— скважина; 2 — фонтанная арматура;
3 — лубрикатор; 4 — лебедка; 5 сепара-
тор; 6 — емкость для замера жидкости;
7 — диафрагменный измеритель критиче-
ского истечения; 8 — факельная линия
Рис. 6.12. Кривая нарастания забой-
ного давления в газовой скважине,
обработанная в координатах р2зав —
Ig t
ными манометрами. Особо следует остановиться на измерениях
дебита газа. Дебит газа измеряют диафрагменными измерите-
лями критического течения газа, что требует специальной об-
вязки устья скважины. На рис. 6.11 показана принципиальная
схема для исследования газовой скважины, не подключенной к
газосборному пункту. Такая обвязка обеспечивает измерение
всех давлений, а также расходов газа, жидкости (конденсата).
Заметим, что при проведении исследований скважины с целью
построения индикаторной кривой первичную обработку резуль-
татов проводят непосредственно на скважине. При получении
120
разброса точек на индикаторной кривой оперативно проводят
снятие дополнительных точек на промежуточных режимах экс-
плуатации скважины.
Если газовую скважину исследуют при неустановившемся
режиме, то забойное давление, как правило, измеряют скважин-
ным манометром. При использовании данных измерения давле-
ния на устье в расчете забойных давлений обычно возникают
неточности обусловленные тем, что в остановленной газовой
скважине конденсат и вода не выносятся на поверхность,
а осаждаются на забое. Это в методиках расчета не учитывает-
ся и влечет за собой появление ошибок. Полученную скважин-
ным манометром кривую нарастания давления во времени пе-
рестраивают в новую систему координат р23аб—Ig t, так как
кривая нарастания давления на забое скважин описывается
формулой
р2заб = а+р tg t, (6.29)
где а и р — постоянные коэффициенты. Эти коэффициенты оп-
ределяют по прямолинейному участку прямой в системе коор-
динат р2заб—1g (рис. 6.12).
a = p23a6o + Plg^- + b% (6.30)
ГС пр
R 2,3^ор.г7’плг (Рпл) РатЮ~2 (g 31)
QfikhT 0iy
где Рзабо — забойное давление перед остановкой скважины,
МПа; Qo — дебит скважины до остановки, м3/с; рат — абсолют-
ное атмосферное давление, МПа; к — коэффициент пьезопро-
водности, м2/с; т — пористость, доли единицы; b — коэффициент
фильтрационного сопротивления в двучленной формуле уравне-
ния притока газа [см. формулу (6.26)] определяется при ис-
следовании скважин на установившихся режимах; z (рпл) —ко-
эффициент сверхсжимаемости газа.
По р рассчитывают гидропроводность
kh __ 4,24@оРатТплг (Рпл) (6 32)
Р ст
Из формулы (6.30), используя предварительно определенное по
результатам исследования скважин при установившихся режи-
мах значение коэффициента Ь, рассчитывают параметр к/г2Спр
Г, „ а~Рзаб оь<ЭЯ
=0,445eL2’3 ₽ J. (6.33)
Гс пр
Если коэффициент пьезопроводности определяют по формуле
х = ^рПл/(р.гт), (6.34)
121
то непосредственно из формулы (6.33) вычисляют приведенный
радиус гс пР.
6.4. Исследование водонагнетательных скважин
Водонагнетательные скважины исследуют так же, как и
добывающие при установившихся и неустановившихся режи-
мах. Принципиальное отличие исследований заключается в том,
что для построения индикаторной кривой и кривой восстанов-
ления давления чаще используют измерениями давления на
устье скважины. Еще одной особенностью является то, что
индикаторные кривые для водонагнетательных скважин неред-
ко имеют вид, показанный на рис. 6.13. Такая форма индика-
торной кривой обусловливается тем, что при возрастании реп-
рессии на пласт происходит раскрытие трещин в пласте и,
соответственно, увеличение продуктивности скважины.
При обработке таких кривых с целью определения коэффи-
циента продуктивности пользуются уравнениями вида:
Q = Ко (Рзаб н Рпл)п, (6.35)
где рзабн — давление на забое водонагнетательной скважины;
Рпл — пластовое давление.
Принципиальное отличие формулы (6.35) от (6.5) состоит в
том, что показатель п в уравнении фильтрации (6.35) больше
единицы, п и К определяют по фактическим результатам закач-
ки воды так же, как и в разделе 6.1.
6.5. Гидродинамические исследования
трещиновато-пористых пластов
При разработке трещиновато-пористых пластов приток неф-
ти происходит из трещин и пористых блоков. Причем, так как
проницаемость трещин зависит от депрессии на пласт, то инди-
каторная линия скважины не является прямолинейной (рис.
6.14).
Фильтрационные параметры продуктивных пластов рассчи-
тывают на основании уравнения К. М. Донцова.
(1 _ е~а&р)/a = bQ+cQ2, (6.36)
где Др = рПл—Рзаб/ а> Ь, с — постоянные коэффициенты, характе-
ризующие параметры пласта, пластовых жидкостей и скважи-
ны. Значение постоянных коэффициентов а, Ь, с определяют
при использовании индикаторной кривой (см. рис. 6.14), на ко-
торой с равномерным интервалом выбирают три точки. Для
этих точек записывают уравнения К. М. Донцова
122
Рис. 6.13. Индикаторная кривая при
нагнетании воды
Рис. 6.14. Индикаторная кривая, ха-
рактерная для трещиновато-пори-
стых пластов
(1- e-^iya^bQi+cQ^,
(l-e-a^)la = bQ2 + cQl-,
{i-e~a^)/a = bQ3-cQl.
(6.37)
Решая систему уравнения (6.37) при известных, снятых с
индикаторной кривой значениях Дрь Др2, Дрз и Q%, Q3,
определяют а, b, с.
Так решением системы (6.37) относительно а получают
1 —е-аЛ₽2
gift-Qi
QI-Q2Q1
(1-е-аДРз) =
__ Qi (QI— Q3Q1) ~Ь Qs (Q1Q2— Qi) (] _a~a^P3
~ Q1(Q|-Q3Q1) v
(6.38)
Коэффициент а из уравнения (6.38) определяют сочетанием
графического метода и метода пробных подстановок. Для пра-
вой и левой частей уравнения задают ряд значений а. Выпол-
няют счет и строят график кривых для левой и правой частей.
По пересечению кривых на графиках находят искомое значение
а. Коэффициент а характеризует изменение проницаемости пла-
ста и объемную упругость жидкости при изменении давления.
По а и формуле
1 —е-аЛр*—(1—еоЛ₽1)
°(Qi—Q3Q1)
(6.39)
рассчитывают коэффициент с, который характеризует влияние
инерционных сил на фильтрацию в пласте жидкости.
123
1
Подставляя значения а и с в одно из уравнений системы
(6.37), определяют Ь. По b и формуле (6.40) рассчитывают
гидропроводность.
___ 1ч (-^к/^спр)
ц (2лЬ)
(6.40)
6.6. Исследование пластов по методу гидропрослушивания •’
Цель исследования пластов по методу гидропрослушива-
ния— изучение параметров пласта, линий выклинивания пла-
ста, тектонических нарушений и т. п. Сущность метода заклю-
чается в наблюдении за изменением уровня жидкости или дав-
ления в скважинах, обусловленным изменением отбора жидко-
сти в соседних скважинах. Фиксируя начало прекращения или
изменения отбора жидкости в «возмущающей» скважине и на-
чало изменения давления в «реагирующей» по времени пробега v
«волны давления» от одной скважины до другой, можно судить
о свойствах пласта.
’ Так, непосредственно из формулы (6.22) при известном рас-
стоянии между скважинами и зафиксированном времени пробега '
«волны давления» определяют пьезопроводность пласта <
x = R2/(a2t). (6.41)
Если при гидропрослушивании в скважине не отмечается
реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это >.
указывает на наличие между скважинами непроницаемого -
экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта).
Таким образом, гидропрослушивание позволяет выявить осо-
бенности строения пласта, которые не всегда представляется [
возможным установить в процессе разведки и геологического |
изучения месторождения. |
Один из наиболее простых методов интерпретации гидроди- ’
намических исследований при гидропрослушивании — метод i|
профессора Ю. П. Борисова и В. П. Яковлева, при котором >
кривая изменения давления в реагирующей скважине строится (
в системе координат Ар—Ig t (где Ар— изменение давления в г
реагирующей скважине), а затем сравнивается с эталонной I
кривой, рассчитанной и построенной в этой же системе коорди- 1
нат для наперед заданных значений &Л/ц и R. Заметим, что |
при построении фактической кривой изменения давления в реа-
гирующей скважине в системе координат Ар—Ig t масштаб
осей должен приниматься одинаковым с масштабом эталонной
кривой. Эталонную кривую обычно строят на прозрачной бу-
маге.
После выполнения построений фактической кривой она сов-
мещается с эталонной так, чтобы координатные оси оставались
параллельными. По отклонениям координатных осей фактиче-
124
ской и эталонной кривых определяют действительное значение
параметров пласта.
Если при построении эталонной кривой принимается
= 4л, а #2/х=1, то действительное значение параметров
kh/ц
определяется так
(6-42)
х = ^107?2, (6.43)
гФ
где AQ — изменение дебита возмущающей скважины, м3/сут;
R — расстояние между взаимодействующими скважинами, м;
Дрэ, Дрф — изменение давления соответственно по эталонной и
фактической кривым; ta и — время, отвечающее соответствен-
но эталонной и фактической кривым.
6.7. Аппаратура для исследования скважин
Основные параметры — дебит и давление, используемые при
обработке результатов исследования скважин, измеряют с по-
мощью специальной аппаратуры. Так, дебит в системах сбора
нефти и газа чаще измеряют объемным или весовым методом
в специальных мерных сосудах. Иногда дебит нефти измеряют
турбинными счетчиками.
Расход газа определяют диафрагменными измерителями и
сильфонным регистрирующим прибором ДС-700, в котором пе-
репад давления на диафрагме во времени записывается на
круговую диаграмму. По формуле (6.44) с использованием диа-
граммы рассчитывают расход газа
Qr=aVAp, (6.44)
где а — коэффициент, выбираемый в зависимости от диаметра
диафрагмы и температуры; Др — средний перепад давления за
рассматриваемый интервал времени, определяемый по круговой
диаграмме.
Заметим, что формулу (6.44) можно использовать и для
определения расхода жидкости, например, водонагнетательных
скважин, с той лишь разницей, что для воды меняется значение
коэффициента.
При исследовании газовых скважин дебит можно опреде-
лять с помощью диафрагменного измерителя критического те-
чения (ДИКТ). На промыслах применяют две конструкции
ДИКТа диаметрами 50 и 100 м (рис. 6.15). Первая конструкция
представляет собой цилиндр длиной 305 мм, на одном конце
которого нарезана резьба под фланцы или муфты, а на дру-
гом— резьба под прижимную гайку. Для установки диафрагмы
125
предусмотрена торцевая выточка диаметром, равным наружному
диаметру диафрагмы. Между диафрагмой и торцевой поверх-
ностью ставят прокладку. Диафрагму закрепляют прижимной
гайкой с помощью специального ключа. Температуру газа из-
меняют термометром, установленным в стакане.
Дебит газа рассчитывают по формуле
, (6.45)
У Грг (р)
где Qr — дебит газа, тыс. м3/сут, приведенный к 20 °C и 0,1 МПа;
с — коэффициент расхода, зависящий от диаметра диафрагмы
и диаметра прибора, приводится в инструкциях по исследова-
нию газовых скважин; р — давление газа перед диафрагмой,
МПа; Т — температура газа, К; р — средняя плотность газа;
г(р) — коэффициент сверхсжимаемости газа.
Рис. 6.15. Диафрагменный измеритель критического течения:
-1 — отверстие для манометра; 2 — термостакан; 3 — диафрагма; 4 — прижимная гайка
Измерение расходов жидкости непосредственно в скважи-
нах, когда требуется исследовать изменение расхода по длине
фильтра, имеет свои особенности, обусловленные тем, что при-
бор в скважине может занимать самое различное положение
(находиться в центре нее или лежать на стенке), в результате
чего скоростной напор жидкости будет меняться и тем самым
прибор будет регистрировать разный расход.
В связи с этим скважинные приборы имеют специальные
устройства, предназначенные для направления всего потока
через калибровочные отверстия прибора или для центровки по-
ложения скважинного прибора в стволе скважины. Первые
называются пакерующими устройствами, вторые — центрато-
рами.
В зависимости от назначения скважинные приборы для из-
мерения расходов жидкости подразделяются на расходомеры,
предназначенные для измерения расходов воды, нагнетаемой в
скважину, и дебитомеры, служащие для измерения дебитов
нефти и газа. Конструктивное отличие этих групп приборов —
диаметр корпуса снаряда. Расходомеры имеют диаметр корпуса
больше, чем дебитомеры, так как спускаются в нагнетательные
126
скважины, расход жидкости через которые, как правило, выше,
чем в добывающих. Диаметр корпуса скважинных дебитомеров
не превышает 40—42 мм.
Скважинные приборы расходомеры и дебитомеры могут
быть с местной регистрацией и дистанционные, когда измере-
ния расхода вторичными приборами регистрируются на поверх-
ности. В связи с тем, что в последние годы для комплексного
исследования скважин появились специальные лаборатории,
например, АИСТ, то преимущественное значение для исследо-
вания скважин получают приборы с дистанционной регистра-
цией. Среди приборов этого типа получили применение расхо-
домеры РГД-3, РГД-5, РГД-2М, ВРГД-1, скважинный ком-
плексный прибор «Поток-4» и другие, а для измерения расхода
закачиваемой в скважины горячей воды — расходомер «Те-
рек-3».
Скважинный дистанционный прибор РГД-2М (рис. 6.16)
предназначен для измерения дебитов нефти и расходов воды.
В качестве чувствительного элемента применяется вертушка 6,
на оси которой закреплена магнитная муфта 5. Пакерующее
устройство состоит из пакера фонарного типа и привода. Пакер
состоит из пружинных лент 8, прикрепленных к подвижным
втулкам 11, и манжеты 10, выполненной в виде полого усечен-
ного конуса с диафрагмой 9. Манжету изготавливают двух раз-
меров для закрепления пакером колонн разного диаметра (до
150 мм). Привод пакера состоит из электродвигателя 1 с редук-
тором 2 и винтовых пар: промежуточная винтовая пара 3 пред-
назначена для выключения двигателя в том случае, если пакер
полностью открыт или закрыт, а основная пара 4 — для откры-
тия и закрытия пакера.
Перед спуском скважинного снаряда в скважину нижний
конец подвижной трубы 7 надвинут на пакер, удерживая его в
закрытом состоянии и предохраняя от повреждений при спуске
в скважину. При закрытом пакере входные окна прибора
закрыты. Вертушка прибора при спуске его в скважину не ра-
ботает.
При остановке прибора на заданной глубине включают
электродвигатель, происходит раскрытие пакера и открытие от-
верстий, направляющих поток на вертушку.
Работой прибора управляют с поверхности. Вторичный при-
бор расходомера, фиксирующий частоту вращения вертушки,
установлен на поверхности в приборном щите лаборатории
АПЭЛ-66. Кроме того на приборном щите имеется аппаратура
для управления пакером.
Скважинный дебитомер-расходомер РГД-2М выпускается
с пределами измерений 5—50 м3/сут с пакером и 1000—
3000 м3/сут без пакера. Прибор может работать при давлениях
до 35 МПа и температурах до 343 К.
127
Рис. 6.16. Скважинный дистанционный
дебитомер-расходомер РГД-2М:
1 — электродвигатель; 2 — редуктор; 3 — вин-
товая пара выключения двигателя; 4 — ванто-
вая пара открытия пакера; 5 — магнитная
муфта; 6 — вертушка; 7 — подвижная труба;
3 — пружинные ленты; 9 — диафрагма; 10 —
манжеты; 11 — подвижные втулки
Рис. 6.17. Скважинный прибор
«Поток-5»:
1 — кабель; 2 — датчик давления; 3 —
геликсная пружина; 4 — индуктивный
преобразователь; 5, 7 — электронные
преобразователи частоты; в — полупро-
водниковые элементы; в —ферритовое
полукольцо; 9 — турбинка; 10 — стру-
на; 11 — пакер; 12 — защитный цилиндр;
13 — редуктор; 14 — двигатель; 15 —
устройство включения двигателя
Скважинный прибор с Поток-5» (рис. 6.17) предназначен для
измерения расхода жидкости, обводненности, а также давления
и температуры. Скважинный прибор спускается в скважину на
одножильном кабеле 1 и содержит датчики расхода, влажности,
давления и температуры. Датчик давления 2 состоит из гелике-
давления и температуры. Датчик давления 2 состоит из геликс-
ной пружины 3 и индуктивного преобразователя 4. В качестве
менты 6. Изменение сопротивления этих элементов, пропорцио-
нальное уменьшению или увеличению температуры окружающей
среды, преобразуется в частоту, изменение которой фиксируется
вторичным прибором на поверхности.
Для измерения расхода в прибор вмонтирован датчик рас-
хода с заторможенной турбиной 9. Поток жидкости, воздейст-
вуя на турбинку, вызывает закручивание струны 10 на опреде-
ленный угол, что приводит к перемещению ферритового полу-
кольца 8 внутри катушки. Содержание воды в нефти определя-
ется емкостным датчиком. Индуктивность в частоту преобра-
зуют электронные блоки 5 и 7. Так как канал связи представ-
лен одножильным кабелем, в приборе предусматривается
система последовательного подключения датчиков посредством
сигнала (вызова) или автоматически. При автоматическом ре-
жиме интервал между измерениями различных параметров
составляет 10—12 с, а время регистрации — 2—3 с. При изме-
рении по вызову время регистрации параметра неограничено.
В скважинном приборе «Поток-5» имеется пакерующее устрой-
ство, состоящее из пакера зонтичного типа 11, который в закры-
том состоянии защищен цилиндром 12, и электромеханического
привода.
Двигатель 14 включается посредством устройства 15. При
этом цилиндр 12 опускается, освобождая зонт пакера. С помо-
щью редуктора 13 и винтовой пары раскрывается пакер 11, пе-
рекрывая стенки скважины. Прибором управляют с поверхности.
Предел измерения давления равен 25 МПа, расхода от 15 до
150 и от 6 до 60 м3/сут. Предел измерения температуры 293—
358 К. Диаметр корпуса 40 мм, длина 2900 мм.
Скважинные приборы для измерения давления. Так же как
и скважинные дебитомеры и расходомеры, скважинные мано-
метры выпускаются с местной регистрацией и дистанционные.
Приборы с местной регистрацией спускаются в скважину на
проволоке, а дистанционные приборы — на одножильном или
трехжильном кабеле. Среди приборов с местной регистрацией
наибольшее распространение получили геликсные скважинные
манометры типов МГН-2, МПМ-4 и МГИ-1М, МГИ-2М. Мано-
метры МГИ-1М и МГИ-2М предназначены для опробования
скважин испытателями пластов.
Скважинный манометр МГН-2 (рис. 6.18) представляет со-
бой более совершенную модель манометра геликсного типа.
9—1020
129
Рис. 6.18. Скважинный манометр
МГН-2:
1 — часовой механизм; 2 — редуктор; 3 —
направляющая труба; 4 — барабан; 5 —
винт каретки; 6 — перо; 7 — втулка; 8, 9 —
шарикоподшипники; 10 — промежуточный
валик; 11 — зубчатая муфта; 12 — геликс-
иая пружина; 13 — уплотнительное устрой-
ство; 14 — переходник
Рис. 6.19. Скважинный манометр
МПМ-4:
1 — источники тока; 2 — электродвигатель;
3 — редуктор; 4 — уплотнительное кольцо^
5 — промежуточный вал; 6 — разделитель;
7 —отверстие в корпусе; 8 — упорный под-
шипник; 9 — измерительная пружина; 10
поршень; 11— сальник; 12— перо; 13 — ба-
рабан; 14 — корпус
В нем геликсная пружина 12 крепится к переходнику 14 с по-
мощью специального уплотнительного устройства 13. Этим
обеспечивается легкость ее замены, а также повышается гер-
метичность соединения внутренней полости пружины с поло-
стью сильфона. Передача угла поворота свободного конца
геликса осуществляется с помощью зубчатой муфты 11 и про-
межуточного валика 10, вращающегося в шарикоподшипниках
8 и 9. Пишущее перо 6 укреплено на боковой поверхности
втулки 7, которая центрируется относительно барабана 4 при
помощи направляющей трубы 3. Передача от часового механиз-
ма 1 к винту каретки 5 осуществляется через редуктор 2. Ре-
дуктор и два сменных винта с различным ходом обеспечивают
получение четырех масштабов записи при использовании одно-
го часового механизма.
Скважинный манометр МП М-4 (рис. 6.19) используется для
исследования насосных скважин через затрубное пространство
и состоит из блока питания, электропривода, моноблока с эла-
стичным разделителем и регистрирующего устройства. Изме-
ряемое давление через отверстие 7 и разделитель 6 передается
рабочей жидкости, заполняющей моноблок. Поршень 10 с пи-
шущим пером 12 перемещается в сальнике 11 и растягивает
измерительную пружину 9, второй конец которой закреплен в
упорном подшипнике 8.
Вращение поршня осуществляется с помощью электродвига-
теля 2, питаемого от батареи источника тока 1. Для уменьше-
ния скорости вращения поршня 10 выходной вал электродвига-
теля соединен с понижающим редуктором 3. Выходной вал
редуктора соединен муфтой с промежуточным валом 5, один
конец которого проходит через уплотнительное кольцо 4, а вто-
рой— соединен муфтой с якорем измерительной пружины,
закрепленным в упорном подшипнике. Диаграммный бланк
устанавливается в барабане 13, который крепится в корпусе 14
с помощью стопорных винтов.
Техническая характеристика манометров МГН-2 и МПМ-4
МПМ-4 МГН-2
Пределы измерений, МПа . Максимальная рабочая температу- 0,1—5; 0,5—12 1—18; 1—25 10; 16; 25; 40; 60; 80; 100
ра, °C Приведенная погрешность измере- +60 + 160—250
НИЙ, % ±0,5 ±0,25±0,4
Порог чувствительности, МПа . . Габариты: 0,006—0,04 0,01—0,02
длина, м 1,46 1,5—1,8
диаметр, мм 25 32—36
Масса, кг 2,9 10
Оборудование для исследования скважин скважинными при-
борами. При исследовании скважин и спуске скважинных прибо-
131
ров используется специальное оборудование и устройства. Так,
для исследования фонтанных и газлифтных скважин с целью
предупреждения выброса нефти (газа) на поверхность приме-
няют лубрикатор 8 (см. рис. 6.11).
Непосредственно у фонтанной арматуры стелят мостки,
предназначенные для спуска и подъема приборов из скважины.
При проведении исследований автомашину с лебедкой уста-
навливают на расстоянии 20—40 м от устья так, чтобы ось
барабана лебедки была перпендикулярна к проволоке, идущей от
устья скважины к барабану. Этим достигается правильная
намотка проволоки на барабан.
Перед спуском прибора в скважину убеждаются в герметич-
ности сальника лубрикатора. Прибор спускают со скоростью
0,7—0,8 м/с. При подходе прибора в процессе спуска к задан-
ной глубине скорость замедляют и, наконец, при достижении
заданной глубины полностью затормаживают барабан. Время
выдержки прибора на заданной глубине определяется исходя
из поставленных задач. Так, если измеряется только давление
на забое, то прибор остается без движения на заданной глуби-
не 20—30 мин. Если же снимается кривая восстановления
давления в скважине, то прибор выдерживают в течение 2—4 ч.
Из скважины прибор поднимают с помощью мотора автома-
шины на второй скорости. При достижении прибором глубины
30—50 м уменьшают скорость подъема, а за 5—7 м до устья его
поднимают вручную. Убедившись, что прибор находится в луб-
рикаторе, перекрывают задвижку на буфере. Открыв вентиль,
снижают давление в лубрикаторе и извлекают из него прибор.
Затем разбирают прибор и извлекают бланк-диаграмму с за-
писью давления во времени.
Лебедки, используемые для спуска приборов в скважину на
проволоке, имеют две скорости, обеспечивающие подъем прибо-
ра со скоростями 0,85—6,14 м/с. Изменение диапазона скоро-
стей достигается как переключением скоростей лебедки, так и
изменением частоты вращения двигателя автомашины.
Лебедка имеет следующую техническую характеристику:
диаметр барабана составляет 145 мм, длина навиваемой про-
волоки диаметром 1,6—1,8 мм — 3500 м, масса лебедки без
проволоки— 196 кг.
При исследовании скважин приборами с дистанционным из-
мерением используют автоматическую промысловую электрон-
ную лабораторию АПЭЛ или АИСТ. В лаборатории АПЭЛ
установлена также малогабаритная лебедка для спуска глу-
бинных приборов с местной регистрацией.
Лаборатория АПЭЛ (рис. 6.20) смонтирована в закрытом
кузове автомобиля, который разделен перегородкой на два от-
деления. В одном отделении размещен аппаратурный стенд 2
132
Рис. 6.20. Исследовательская лаборатория
АПЭЛ:
] — скважинные приборы; 2 — стенд вторичных
приборов; 3 — лебедка; 4 — смоточиое устройство;
5 — ролик; 6 — малогабаритная лебедка; 7 — блок
контроля лебедки; 8 —лубрикатор
и устройства управления лебедкой. Здесь же расположены
скважинные приборы 1 и малогабаритная лебедка 6. Во втором
отделении смонтированы лебедка 3 с автоматическим укладчи-
ком кабеля и коллектором, смоточное устройство 4 и бензо-
электроагрегат. В комплект лаборатории входят скважинные
дистанционные приборы: расходомер-дебитомер РГД-2М, термо-
метр Т4Г-1 и влагомер ВГД-2М.. Вторичные приборы смонти-
рованы на аппаратурном стенде 2. Сигнал от скважинного
прибора передается по кабелю на вторичный блок соответст-
вующего прибора (РГД-2М, ТЧГ-1 или ВГД-2М), в котором
сигнал усиливается и передается в блок частотомера, а затем
передается на вход самопишущего потенциометра. Измеряемые
параметры могут регистрироваться также с помощью стрелоч-
ных или цифровых приборов в координатах параметр — время
или параметр — глубина.
Блок контроля 7 размещен отдельно и находится непосред-
ственно перед оператором, управляющим лебедкой. На перед-
ней панели этого блока смонтированы счетчик глубины спуска
кабеля, приборы, показывающие скорость перемещения кабеля
и его натяжение, электрический звонок и сигнальная лампа для
133
индикации магнитной метки, а также приборы для контроля за
режимом работы двигателя автомобиля.
Скважинные дистанционные приборы спускают с помощью
лебедки, состоящей из рамы, барабана, тормоза и автоматиче-
ского укладчика, который имеет привод от основного вала ле-
бедки через цепную передачу. Скважинные приборы спускают
в скважину на одножильном кабеле типа КОБДФМ-2 длиной
до 3500 м. Устройство отсчета глубины с датчиком устанавли-
вают на устье скважины.
С целью уменьшения погрешности измерения глубины на
кабель через равные расстояния наносят магнитные метки.
Момент прохождения магнитной метки регистрируется и отме-
чается прибором на передней панели блока контроля. Аппара-
тура лаборатории АПЭЛ питается от сети переменного тока
напряжением 220 или 380 В, а также от бензоэлектроагрегата.
Перед подключением лаборатории к сети ее необходимо
заземлить.
Контрольные вопросы
1. Поясните, что называется индикаторной кривой, и какие задачи реша-
ются использованием этих кривых.
2. Назовите параметры, определяемые при исследовании скважин на не-
установившихся режимах. -
3. Покажите и объясните индикаторные кривые, характерные для случая
нагнетания воды и для фильтрации неньютоновских нефтей.
4. Сформулируйте понятие коэффициента продуктивности. Как его оп-
ределить при рзаб<Рн?
5. Назовите основную аппаратуру, используемую при исследовании
скважин.
ГЛАВА 7
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
7.1. Понятие системы разработки
Под системой разработки нефтяного месторождения (залежи
нефти) принято понимать комплекс технологических и техни-
ческих мероприятий, обеспечивающих управление процессом
разработки залежей нефти и направленных на достижение вы-
сокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при
соблюдении условий охраны недр. Система разработки опреде-
ляет число объектов самостоятельной разработки в разрезе
месторождения, число скважин, размещение и последователь-
134
ности их бурения, обосновывает необходимость и метод искус-
ственного воздействия на продуктивные пласты, способ эксплуа-
тации скважин и определяет основные мероприятия по регули-
рованию процесса разработки для достижения высокой
нефтеотдачи, устанавливает комплекс мероприятий по исследо-
вательским работам на залежи нефти и контролю за состоянием
разработки.
Для одного и того же месторождения можно назвать множе-
ство систем, отличающихся по числу добывающих скважин, по
их расположению на структуре, по методу воздействия на про-
дуктивные пласты и т. д., поэтому существует необходимость
сформулировать понятие рациональной системы разработки.
В качестве критериев рациональной системы разработки при-
нимаются следующие основные положения.
1. Рациональная система разработки должна обеспечить
наименьшую степень взаимодействия между скважинами. Ми-
нимальное взаимодействие между скважинами достигается
увеличением расстояния между ними. С другой стороны, при
увеличении расстояния между скважинами общее их число на
месторождении уменьшается, что ведет к снижению суммарно-
го дебита скважин. Кроме того, в условиях неоднородного пла-
ста увеличение расстояния между скважинами может привести
к тому, что часть нефтенасыщенных линз, полулинз или про-
пластков не будет охвачено скважинами и они не будут при-
общены к разработке.
Таким образом, наименьшее взаимодействие между сква-
жинами не может служить единственным всеохватывающим
критерием рациональности системы разработки.
2. Рациональная система должна обеспечить наибольший ко-
эффициент нефтеотдачи. Максимальную нефтеотдачу можно
достигнуть при полном охвате нефтепродуктивного пласта про-
цессом вытеснения. Это условие, особенно в неоднородных
пластах, можно выполнить при более тесном размещении сква-
жин. Кроме того, так как наиболее высокие коэффициенты до-
стигаются при водонапорном режиме, а естественные притоки
воды чаще не обеспечивают высоких темпов разработки, то
существует необходимость создания искусственного водонапор-
ного режима закачкой воды или газа в пласт.
Внимательное рассмотрение двух названных критериев ука-
зывает на то, что они содержат два противоположных требова-
ния. Первый критерий требует применения редких сеток, вто-
рой— более плотной сетки. Кроме того, сгущение скважин и
поддержание пластового давления увеличивают себестоимость
нефти. Следовательно, ни наименьшая степень взаимодействия
между скважинами, ни максимальный коэффициент нефтеотда-
чи отдельно не могут быть приняты в качестве единственных
критериев рациональности системы разработки.
135
3. Рациональная система разработки должна обеспечить ми-
нимальную себестоимость нефти. Из рассмотренных в процессе
проектирования нескольких вариантов разработки выбирается
вариант, обеспечивающий наивысшую нефтеотдачу. Названные
выше критерии хотя и правильно определяют ориентиры для
выбора системы разработки, тем не менее ни один из них не
может быть принят за определяющий, так как они не учитыва-
ют потребностей страны в нефти, устанавливаемых народнохо-
зяйственными планами.
Поэтому, понятие рациональной системы разработки в окон-
чательном виде формулируется так: рациональная система раз-
работки должна обеспечить заданную планом добычу нефти
при минимальных затратах и возможно больших коэффициен-
тах нефтеотдачи.
Следует отметить, что в начале 70-х годов рядом исследова-
телей был поставлен вопрос об исключении требования мини-
мума себестоимости в качестве критерия рациональности вари-
антов разработки и принятии в качестве определяющего крите-
рия прибыли.
Если обратиться к структуре формулы прибыли П=С}(Ц—
С), где П — прибыль; Q — накопленная добыча нефти; Ц —
отпускная-цена нефти; С — себестоимость, то при регламенти-
рованной (установленной) отпускной цене на нефть прибыль
определяется себестоимостью и накопленной добычей нефти.
Применительно к разработке нефтяных месторождений Та-
тарской АССР начала 70-х годов, когда реально существовала
возможность увеличения общего отбора нефти за счет увеличе-
ния числа скважин, можно было ставить вопрос об отходе от
условия минимума себестоимости и при этом за счет увеличе-
ния отбора получить наибольшую прибыль. Некоторое увеличе-
ние себестоимости за счет бурения дополнительного числа
скважин не всегда уменьшает прибыль, так как на рассматри-
ваемом этапе разработки увеличение добычи и получаемая при
этом дополнительная прибыль перекрывают издержки, связан-
ные с бурением и обслуживанием дополнительных скважин.
В условиях ограниченных государственных ресурсов по ко-
личеству буровых установок, трубам и другому оборудованию
принятие этого условия означало бы отвлечение на месторожде-
ния Татарской АССР больших материальных затрат за счет
сокращения разведки месторождения и развития нефтедобычи
в новых районах. Кроме того, показанная выше формула от-
ражает текущую прибыль, а так как добыча нефти во времени
после достижения максимума снижается, причем, чем более
высокого уровня достигает текущая добыча (в % от запасов),
тем быстрее идет последующее снижение, а поэтому максимум
текущей прибыли вовсе не означает максимум накопленной при-
были.
136
Учитывая высказанные выше замечания, предложения о при-
нятии в качестве критерия рациональности прибыли не были
приняты. Таким образом, минимум затрат или минимум себе-
стоимости и в настоящее время остается определяющим при
принятии решения о рациональном варианте разработки.
Проектирование разработки заключается в подборе такого
варианта, который бы отвечал требованиям рациональной систе-
мы разработки.
Приступая к проектированию разработки последовательно
прорабатываются такие вопросы:
определяются исходные геолого-физические данные о неф-
тепродуктивном пласте и свойствах насыщающих его жидкостей
и газов;
выполняются гидродинамические расчеты по установлению
технологических показателей разработки по нескольким вариан-
там, отличающимся по числу скважин, методу воздействия на
продуктивные пласты, условиям эксплуатации скважин и т. д.;
рассчитывается экономическая эффективность вариантов
разработки;
анализируются экономические и технологические показатели
разработки и выбирается вариант рациональной системы раз-
работки.
7.2. Последовательность решения задач
проектирования разработки нефтяных месторождений
Ускоренное развитие всех отраслей народного хозяйства
СССР предъявляет требование и к нефтяной промышленности^
в части ускорения разведки и скорейшего ввода в разработку
нефтяных месторождений. Это, в свою очередь, предопределяет
новый подход к проектированию разработки с позиции сокра-
щения сроков составления проектных документов и проектно-
сметной документации на обустройство нефтепромыслов.
-На основании опыта разработки нефтяных месторождений
установлен следующий порядок проектирования и содержание
основных проектных документов:
1) схема (план) опытной эксплуатации; 2) технологическая
схема разработки; 3) проект разработки; 4) комплексный про-
ект разработки.
Схема опытной эксплуатации составляется с целью получе-
ния дополнительных данных о геолого-промысловых характери-
стиках пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации
скважин с определением предельных депрессий и предельных
дебитов, проведения исследовательских работ гидропрослушива-
ния (гидроразведки), изучения приемистости нагнетательных
скважин.
137
Схема опытной эксплуатации обосновывает первоочередное
бурение добывающих скважин, когда разведка месторождения
еще не закончена, запасы нефти и газа еще не утверждены в
ГКЗ СССР (Государственная Комиссия по запасам).
Схема опытной эксплуатации составляется с учетом данных
опробования разведочных скважин и предварительной оценки
запасов нефти. В содержании схемы опытной эксплуатации на-
ходят отражение следующие вопросы:
/^кратко освещается геологическое строение месторождения
и геолого-физическая характеристика пластов и жидкостей;
выполняется ориентировочный подсчет запасов нефти и газа;
рассчитываются (ориентировочно) основные технологические
показатели по добыче нефти, газа, воды, изменению пластово-
го давления на несколько лет разработки, определяется распо-
ложение и число добывающих скважин;
намечаются работы по опытной закачке воды или испытанию
других способов воздействия на залежь;
обосновывается необходимый комплекс геолого-промысловых
и геофизических исследований;
определяется (ориентировочно) объем капитальных вложений
и ожидаемая себестоимость нефти.
Схемы опытной эксплуатации для некрупных месторождений
составляются технологическими отделами объединений, ЦНИЛ-
ами. После согласования с территориальными органами Гос-
гортехнадзора схема утверждается в нефтедобывающем объеди-
нении.
Для крупных месторождений схемы опытной эксплуатации
составляются научно-исследовательскими и проектными инсти-
тутами, согласовываются с органами Госгортехнадзора, объеди-
нениями и утверждаются Министерством.
Технологическая схема разработки составляется для место-
рождений со значительной сложностью геологического строе-
ния, когда запасы нефти утверждены в ГКЗ по невысоким ка-
тегориям (В и Ci), а результаты разведки и опытной эксплуа-
тации не позволяют окончательно определить систему разработки.
Цель технологической схемы: 1) наметить систему расстановки
скважин на залежи и установить их число; 2) уста-
новить необходимость и наметить систему поддержания пласто-
вого давления; 3) определить изменение технико-экономических
показателей разработки на срок до 10—15 лет; 4) установить
порядок разбуривания объектов при многопластовом месторож-
дении и очередность бурения скважин на объекте; 5) обосно-
вать необходимый комплекс исследований с целью контроля
за разработкой и получения дополнительной информации о
геолого-промысловых характеристиках объектов разработки.
Технологическая схема разработки по содержанию включа-
ет следующие разделы:
138
Геологическая часть. Здесь приводятся данные о геологиче-
ском строении месторождения, результаты изучения коллектор-
ских свойств продуктивных пластов, свойств пластовых жидко-
стей, дается оценка нефтеносности и запасов нефти и газа,,
освещается состояние опытной эксплуатации залежей нефти.
Технологическая часть. В этой части обосновываются исход-
ные данные к гидродинамическим расчетам, устанавливается
схема (варианты) разработки и методика гидродинамических
расчетов.
Выполняются гидродинамические расчеты по определению
технологических показателей вариантов разработки на 10—
15 лет.
Экономическая часть. В ней обосновывается эффективность
вариантов разработки с определением объема капитальных вло-
жений, эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупае-
мости капитальных вложений и т. д.
В заключительной части технологической схемы даются ре-
комендации по внедрению выбранного варианта разработки с
обоснованием комплексов исследований скважин и наблюдений
за состоянием разработки месторождения с целью получения
обширной геолого-промысловой информации для последующего
составления проекта разработки.
Технологическая схема, как правило, составляется научно-
исследовательскими и проектными институтами, согласовывает-
ся в окружном Госгортехнадзоре и объединении и утверждается
Министерством нефтяной промышленности СССР.
Проект разработки составляется для месторождения, введен-
ного в разработку на основе схемы опытной эксплуатации, ког-
да геологическое строение месторождения несложное, или тех-
нологической схемы.
Проект разработки определяет и обосновывает те же вопро-
сы, что и технологическая схема с более глубокой их проработ-
кой. Так, технологические и экономические показатели опреде-
ляются по этапам и за весь срок разработки. В проекте обосно-
вывается конечная нефтеотдача и методы ее повышения»
намечаются мероприятия по регулированию процесса разработ-
ки. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамиче-
ские расчеты в проекте разработки выполняются с учетом
неоднородности продуктивных пластов с использованием апро-
бированных методик.
При разработке крупных месторождений составляются комп-
лексные проекты (схемы) разработки, в которых вместе с обос-
нованием системы разработки дается схема обустройства неф-
тяного месторождения с решением следующих задач: проекти-
рование сбора, подготовки и транспорта нефти и газа;
определение объема и очередности строительства объектов сбо-
ра; проектирование объектов поддержания пластового давления.
139
'(водозаборы, насосные станции, кустовые насосные станции
и т. д.); проектирование строительства дорог, линий электропе-
редач, баз производственного обслуживания и т. д.
Составление комплексных проектов (схем) способствует
ускорению ввода месторождений в разработку. Составление
именно комплексных проектов стало возможно в связи с реорга-
низацией научных учреждений в системе Министерства нефтя-
ной промышленности СССР, когда проектные и научно-исследо-
вательские институты объединены в единые организации. Соз-
даны региональные научно-исследовательские и проектные
институты.
При разработке крупных многопластовых месторождений
предпочтение отдается составлению генеральных технологиче-
ских'схем разработки (Генсхема). Такие схемы составлены во
ВНИИнефти (г. Москва) для крупных месторождений Сибири,
Казахстана.
В Генсхеме решаются основные вопросы разработки много-
пластового месторождения в такой последовательности.
1. На основании результатов геолого-промыслового изучения
многопластового месторождения намечаются различные вари-
анты воздействия, в частности, законтурное и внутри контур ное
заводнения, включая площадные системы, в различных вариан-
тах выделения объектов разработки. Рассматриваются вопросы
эксплуатации каждого горизонта самостоятельной сеткой сква-
жин и различные сочетания объединения нескольких горизонтов
в один объект с единой сеткой скважин.
2. Оцениваются добывные возможности намечаемых вариан-
тов разработки при различном числе добывающих и нагнета-
тельных скважин, включая варианты интенсификации процесса
увеличения перепада давления между нагнетательными и добы-
вающими скважинами. Определяются технико-экономические по-
казатели разработки по отдельным объектам и месторождению
в целом.
На основании комплексного геологического, технологическо-
го и экономического анализа выбирается вариант, отвечающий
требованиям рациональной системы разработки. Кри-
терием в выборе варианта служит минимум затрат на раз-
работку месторождения в целом при условии выполнения пла-
нового задания на добычу нефти. Таким образом, многие
вопросы разработки многопластового месторождения должны
решаться не по отдельно выделенному горизонту (объекту), а
для месторождения в целом. Практика проектирования и раз-
работки месторождений показывает, что наилучшие технологи-
ческие результаты достигаются при условии совпадения линий
нагнетания в плане для всех объектов разработки многопласто-
вого месторождения и особенно при внедрении внутриконтур-
ного заводнения.
140
Нарушение принципа единых совмещенных линий нагнета-
ния («разрезания») может привести к перетокам жидкости
между пластами через литологические окна и неплотности це-
ментного кольца за колонной.
Кроме того, совпадение линий нагнетания по различным го-
ризонтам позволяет осуществить систему одновременной раз-
дельной закачки воды в два горизонта через одну скважину.
Наилучшие технико-экономические показатели разработки до-
стигаются при одновременном вводе в разработку всех объек-
тов. Преимущество одновременного ввода всех объектов в раз-
работку состоит в лучшей технологии выработки запасов
нефти, лучшей организации работ по разбуриванию месторож-
дения, обустройству и добыче нефти. Принятие условия совпа-
дения линий нагнетания по нескольким горизонтам на круп-
ном многопластовом месторождении позволяет вводить его в
разработку отдельными участками, блоками.
В первую очередь вводятся в разработку блоки (участки) с
наибольшей плотностью запасов и с лучшей геолого-промысло-
вой характеристикой. Такой подход к реализации системы раз-
работки многопластового месторождения позволяет быстро
наращивать добычу, а последующим вводом в разработку менее
продуктивных участков (блоков) поддерживать добычу на до-
стигнутом высоком уровне.
7.3. Основные геологические данные
для проектирования разработки
В связи с необходимостью быстрого ввода нефтяных и газо-
вых месторождений в разработку обретают особую значимость
вопросы установления рациональной их разведанности с опре-
делением минимального объема исходных данных для проекти-
рования системы разработки.
Составление технологической схемы или проекта разработки
базируется на следующих геолого-промысловых материалах,
полученных в результате геолого-разведочных работ и опытной
эксплуатации.
1. В результате геолого-поисковых разведочных работ долж-
ны быть построены детальные структурные карты по кровле и
подошве нефтяного пласта с показом тектонических нарушений,
линий выклинивания и замещения продуктивных отложений на
непродуктивные. Кроме того, должны быть построены карты
изопахит и литолого-стратиграфические разрезы.
2. Должно быть установлено положение внутреннего и
внешнего контуров нефтеносности вода — нефть (ВНК) и
нефть—газ (ГНК).
3. Подлежат исследованию в лабораториях свойства нефти,
газа и воды в пластовых и поверхностных условиях. Среди
141
свойств пластовой нефти с особой тщательностью должны быть
исследованы такие параметры, как давление насыщения нефти
газом и зависимость вязкости, объемного коэффициента пласто-
вой нефти от давления насыщения. Высокая достоверность и
правильность определения этих параметров необходимы для
расчетов показателей разработки залежи нефти.
4. Коллекторские свойства пласта (пористость, проницае-
мость, карбонатность и другие) должны быть изучены как по
данным пластового керна, так и с помощью промыслово-геофи-
зических и гидродинамических исследований. Обработку первич-
ных материалов исследований коллекторских свойств пласта
необходимо проводить с привлечением математической статисти-
ки. Следует заметить, что коллекторские свойства в законтур-
ной, водоносной части пласта должны изучаться с неменьшей
тщательностью, так как состояние пласта в законтурной части
нередко предопределяет подход к вариантному решению по вы-
бору системы разработки. Нельзя распространять результаты
изучения коллекторских свойств центральной, нефтенасыщен-
ной части пласта на законтурные его части. Практика разработ-
ки нефтяных месторождений показывает, что для большинства
месторождений коллекторские свойства пласта в законтурной
части отличаются чаще в сторону ухудшения.
5. На стадии опытной эксплуатации скважин должны быть
тщательно измерены начальные пластовые давления и установ-
лена динамика изменения давления во времени. В пробуренных
скважинах должны быть определены коэффициенты продуктив-
ности, пьезопроводности при установившихся режимах фильт-
рации. Если в объект разработки включаются неоднородные
пласты с выделением отдельных пропластков, то в скважинах
следует проводить исследования скважинными дебитомерами.
Особую значимость на стадии опытной эксплуатации скважин
имеют исследования по установлению дебитов или предельных
депрессий, определяемых из условия пескопроявления скважин,
подтягивания конусов воды или газа и др.
Несвоевременное изучение этих вопросов может привести к
тому, что полученная в результате гидродинамических расчетов
величина отбора нефти не будет достигнута при фактической
эксплуатации скважин, и потребуются дополнительные иссле-
дования с последующим пересчетом технологических показате-
лей разработки.
6. На стадии опытной эксплуатации месторождения должны
быть намечены и проведены исследования и наблюдения по изу-
чению проявлений естественного режима залежей нефти. Зна-
чение естественного режима во многом предопределяет подход
к проектированию системы разработки и установлению вариан-
тов проектных решений. Так, например, если по результатам
наблюдений за опытной эксплуатацией объекта разработки не
142
ожидается проявление режима растворенного газа (давление
насыщения существенно ниже начального пластового давления,
отмечается поступление в залежь краевых вод), то варианты
разработки залежи нефти при режиме растворенного газа при
проектировании могут не рассматриваться.
Выделение объектов самостоятельной разработки
Если при разведке месторождения скважинами вскрывается
несколько нефтепродуктивных пластов, то при решении задач
проектирования особо важным и актуальным является вопрос о
выделении эксплуатационных объектов для самостоятельной
разработки по отдельной сетке скважин. Эта задача решается
на основе тщательного изучения и анализа материалов по гео-
логическому строению залежи, коллекторских свойств горизон-
тов, физико-химических свойств жидкостей и газа, особенностей
проявления естественного режима разработки пластов и т. д.
Поэтому в разделе о геологическом строении месторождения
должен быть установлен тип залежей нефти, сделана оценка
запасов нефти и газа по выделенным пластам, тщательно изуче-
на толщина пластов по их простиранию.
Основополагающим принципом для выделения пласта в са-
мостоятельный объект разработки является то, чтобы запасы
нефти и дебиты скважин при самостоятельной его разработке
обеспечили бы такой уровень добычи, при котором эксплуата-
ция объекта экономически оправдана.
Нецелесообразно в один объект объединить два продуктив-
ных горизонта, когда одна из залежей чисто нефтяная, а вторая
нефтегазовая или обе залежи нефтяные, но одна из них водо-
плавающая. При выделении объектов следует учитывать про-
дуктивность скважин по пластам. Так, в самостоятельный объ-
ект эксплуатации можно выделить пласт с высокими продуктив-
ными характеристиками скважин, хотя общие запасы и плот-
ность запасов нефти этого пласта ниже по сравнению с пластом
низкой производительности скважин. Выделение пластов по их
толщине в самостоятельный объект также зависит от продуктив-
ности скважин и конечных технико-экономических показателей.
Не рекомендуется объединять в один объект разработки
пласты, проницаемость по которым различается в 2 и более
раза. Также не рекомендуется совместная разработка пластов
с равными пластовыми давлениями, особенно, когда давление
в одном из них близко к давлению насыщения. Не рекоменду-
ется объединять для совместной разработки пласты, нефти
которых различаются по вязкости более чем в 4 раза.
Показанные выше предпосылки к выделению объектов само-
стоятельной разработки способствуют обеспечению необходимых
темпов эксплуатации выделяемых объектов, не подвергая дли-
143
тельной консервации часть запасов нефти, что неизбежно при
совместной эксплуатации. Кроме того, такой подход позволяет
эффективно контролировать и регулировать разработку пласта,,
учитывая особенности его геологического строения, положение
контуров нефть — вода, нефть — газ, а также его неоднород-
ность. Вместе с тем, следует заметить, что при проектировании
разработки месторождения с выделением нескольких объектов
самостоятельной эксплуатации должна быть сделана увязка
вариантов разработки отдельных объектов по расположению
добывающих и водонагнетательных скважин. Так, например
практикой разработки нефтяных месторождений установлено,
что лучшие результаты достигаются тогда, когда линии рядов
водонагнетательных и добывающих скважин в плане совпада-
> ют. Такое решение предупреждает неудачи в проводке скважин.
Если в силу различных причин бурение скважины до нижнего
объекта осуществить не удается, то она используется для выше
расположенного объекта.
Еще раз напомним, что окончательное решение о выделении
объектов самостоятельной разработки делается на основании
технико-экономических показателей, руководствуясь требова-
ниями рациональной разработки отдельных пластов и месторож-
дения в целом.
Установление нижнего предела проницаемости
Результаты геолого-промысловых исследований нефтепро-
дуктивных пластов показали, что не вся толщина пластов, от-
носимая по результатам геофизических исследований к нефте-
насыщенной, является нефтеотдающей при достигнутых в про-
цессе разработки перепадах давления (депрессиях).
Однако замечено, что в слоисто-неоднородных пластах уве-
личение депрессии сопровождается приобщением к разработке
ранее не отдающих нефть пластов или прослоев.
Таким образом, установление предельной проницаемости
пластов — сложная задача, связанная с возможностями дости-
жения высоких депрессий, которые, в свою очередь, обусловли-
ваются мощностью оборудования для механизированной добычи
нефти.
Для решения поставленной задачи скважины исследуют
скважинными расходомерами (дебитомерами) при установивших-
ся отборах, задавая различные депрессии на забой скважины
(см. гл. 6). По результатам исследований строится кривая,
отражающая зависимость отношения нефтеотдающей толщины
пласта ко всей нефтенасыщенной толщине от перепада давления
(депрессии) (рис. 7.1). По данным профилей притока, снятых
при соответствующих перепадах давления и дающих картину
притока по разрезу скважины, определяют проницаемость про»
144
слоев но толщине и минимальное значение проницаемости
прослоя, из которого при этом перепаде давления еще возможен
приток нефти.
После проведения исследований и расчетов строят графики
зависимости нижнего предела проницаемости от перепада дав-
ления (рис. 7.2).
Если предварительными технико-экономическими исследова-
ниями обоснован перепад давления, то непосредственно по гра-
фикам устанавливается нефтеотдающая толщина пласта и ниж-
ний предел проницаемости. При составлении расчетной схемы
слоисто-неоднородного пласта для вычисления средних значений
проницаемости из расчетов должна исключаться толщина про-
слоев проницаемостью 0—kmin.
В проектные варианты разработки для выполнения гидро-
динамических расчетов по определению технологических пока-
зателей процесса и нефтеотдачи могут включаться варианты,
отличающиеся по перепаду давления. В этом случае для каж-
дого варианта, отличающегося по Др, рассчитывается нижний
предел проницаемости и, соответственно, с учетом &min рассчи-
тываются средние значения проницаемости, пористости и нефте-
отдающая толщина пласта.
Расчет средних параметров пластов и установление
необходимого количества исходных данных
Продуктивные нефтеносные пласты обладают неоднородным
строением. При анализе фактических данных по многим место-
рождениям было установлено, что на расстояниях, соизмеримых
с реальным расстоянием между скважинами, параметры пласта
могут меняться неоднократно, это позволяет полагать, что к
полученным значениям проницаемости по отдельным скважи-
нам следует подходить как к случайным величинам, изучение
которых связывается с использованием методов математической
статистики и теории вероятности.
При проектировании разработки месторождений наиважней-
ший параметр — проницаемость. Изучение закономерностей в
изменении проницаемости с использованием таких основных ста-
тистических характеристик, как математическое ожидание,
дисперсия, коэффициент вариации, позволяет, хотя неполно, вы-
разить качественную и количественную характеристики неодно-
родности пласта.
Исследование неоднородности ведется в двух направлениях.
Одно из них ставит своей целью изучение неоднородности в ши-
роком плане для проведения геологических сопоставлений. Дру-
гое направление—более узкое, рассматривает влияние неодно-
родности на разработку нефтяных месторождений и выбор оп-
тимальных систем разработки.
10—1020
145
Рис. 7.1. Зависимость охвата пласта
разработкой по толщине от депрес-
сии:
1 — горизонт ХШ; 2 — горизонт XIV
Рис. 7.2. Зависимость нижнего пре-
дела проницаемости от депрессии:
1 — горизонт ХШ; 2 — горизонт XIV
При проектировании наиболее важно оценить влияние на
разработку месторождения неоднородности по проницаемости.
При изучении неоднородности необходимо проводить де-
тальное изучение всех разрезов скважин и последующую их
корреляцию с целью расчленения продуктивности пласта на
отдельные пачки и более дробные слои. В дальнейшем получен-
ные данные следует применять в комплексе со статистическими
методами и теорией вероятности. Для установления статистиче-
ских характеристик и сопоставления объектов разработки
строят графики, устанавливающие связь между исследуемым
параметром и частотой встреч п параметров. Точки на графике
могут соединяться ступенчатой кривой (рис. 7.3), такие кривые
получили наименование гистограмм, или плавной кривой, назы-
ваемой полигоном распределения проницаемости (рис. 7.4).
Применительно к распределениям проницаемости полигон рас-
пределения называют спектром проницаемости. Значение пара-
метра, отвечающее наибольшей частоте встреч называют модой,
которое на рис. 7.4 обозначено &мод-
Изучение неоднородности реальных пластов месторожде-
ний показывает, что возможны различные распределения про-
ницаемости.
Наиболее известная статистическая модель — нормальное
или гауссовское распределение. Нормальное распределение дает
приемлемое описание многих (хотя и не всех) реальных явле-
ний, а поэтому оно широко используется в практике расчетов.
146
Рис. 7.3. Гистограмма распределения
проницаемости
Рис. 7.4. Полигон распределения
проницаемости
Основными статистическими характеристиками исследуемых
параметров (проницаемости, толщины пласта и других) являют-
ся следующие.
1. Математическое ожидание (среднее взвешенное значение
параметра)
п . п
к= 3 kiTiJ 3 пп
i=i ' i=i
(7.1)
где kt и tii находят по спектру проницаемости.
2. Дисперсия или среднее квадратическое отклонение
(7-2)
определяет колеблемость действительного значения параметров
около среднего значения в абсолютных единицах.
10*
147
Таблица 7.1
Результаты определений в скважинах геофизическими методами
•нефтенасыщенной толщины пласта h, пористости т, проницаемости k,
нефтенасыщенности рн, дренируемой площади F
Номер сква- жин Толщи- на пла- ста h, м Пористость т, доли единицы Проницае- мость k, 10—з мкм2 Нефтена- сыщен- ность рп, доли еди- ницы Площадь дренируе- мая сква- жиной F, га Примечание (результаты проверки на репрезента- тивность)
1 2 3 4 5 6 7
1 3 0,1 14 0,40 27 Так как й<15, исклю-
чить
2 7 0,19 45 0,87 45
3 6,5 0,17 47 0,8 60
4 8 0,21 55 0,82 70
5 4,7 0,17 18 0,69 30
6 6 0,2 60 0,78 67
7 5,4 0,21 18 0,68 45
8 9 0,27 63 0,78 56
9 6,8 0,35 — 0,45 47 Так как £<15, исклю-
ЧИТЬ
10 12 0,24 35 0,72 69
И 4,8 0,16 16 0,77 37
12 6,7 0,24 23 0,81 60
13 11 0,32 64 0,79 57
14 13 0,26 54 0,76 45
15 7 0,17 12 0,47 48 Так как й<15, исклю-
чить
16 12 0,21 49 0 67 Так как ри=0, исклю-
ЧИТЬ
17 9 0,19 35 0,79 32
18 10 0,27 49 0,76 48
19 7,8 0,22 37 0,72 65
20 12 0,27 54 0 64 Так как рн=0, исклю-
чить
21 9,7 0,24 62 0,81 57
22 6,2 0,27 21 0,68 62
23 8,6 0,32 70 0,82 54
24 4,1 0,28 12 0,54 36 Так как й<15, исклю-
чить
25 7,9 0,23 65 0,73 60
26 10 0,25 53 0,77 64
3. Коэффициент вариации
v = ±a/k
(7.3)
показывает колеблемость параметра в долях от среднего. Неред-
ко коэффициент вариации принимают в качестве меры неодно-
родности исследуемых параметров.
В связи с тем, что исследуется не вся совокупность возмож-
ных исследований, а только часть определенным образом
148
отобранных образцов, рассчитанные средние значения
параметров определяют с ошибками (ошибки репре-
зентативности), величину которых вычисляют по формуле
(7-4)
где А—ошибка выборочного обследования; п — общее число
исследованных образцов; t — коэффициент, выбираемый в зави-
симости от заданной вероятности. Например, при /=1 вероят-
ность равна 0,68, при t=2 вероятность — 0,85, при t—З вероят-
ность— 0,97. Если на величину ошибки устанавливается регла-
мент, т. е. указывается, что она не должна превышать наперед
заданной величины, то в этом случае, основываясь на формуле
(7.4), определяют число образцов, которые следует исследовать,
чтобы ошибка не выходила за установленные пределы при на-
перед заданной вероятности
п=о2/2/А2, (7.5)
где А — предельная ошибка выборочного обследования. Пока-
жем на примере определения запасов нефти расчет средних
значений и ошибок.
Пример. Геофизическими исследованиями в скважинах определены ос-
новные параметры для подсчета запасов нефти. Результаты исследований
приведены в табл. 7.1. Нужно рассчитать запасы нефти и оценить ошибки
расчета, если нижний предел проницаемости для пласта, отдающего нефть
при достижимой депрессии, равен 15-10-15 м2.
Обработка первичного статистического материала для расчета средних
значений параметров начинается с проверки материалов исследований (об-
разцов) на репрезентативность (представительность). Условием представи-
тельности применительно к расчетам запасов нефти является то, что проба
(образец) должен обладать одновременно тремя свойствами. Он должен
быть пористым, проницаемым и нефтеиасыщеиным. Следуя условию по ниж-
нему пределу проницаемости, из рассмотрения при расчете средних значений
проницаемости должны быть исключены результаты исследований по скв. 1,
9, 15, 20, 24, как непредставительные.
Расчет запасов нефти объемным методом по параметрам усредненным
для средней скважины ведется по формуле
<?н=ЖрЛ, (7.6)
где Р— средняя площадь, дренируемая одной скважиной; И — средняя тол-
щина пласта; т — средняя пористость; рв — средняя нефтенасыщениость;
N — число скважин.
Среднее арифметическое значение величин и среднее квадратическое от-
клонение (стандарт) определяют по формулам:
- ^1+^2+ ^з + • • - + ^П . ~ т1 + т2+"' + Л1П _ .
Д = - 11 » Тп— и т. д.,
149
/XVh-W c
°h= I/ ------------Gm=l/ --------------- И ' Д-
T 3 ni У 3 nl
i=l i=l
Используя результаты таблицы, получаем
- 7+6,5+8+4,74-6 + 5,4+9+12 + 4,84-6,7 . '
20 +
.11 + 13+9+10+7,8+9,7 + 6,2 + 8,6+7,9+10 163,3 й .„
+ 20 —2б----8’1Ь м;
- 0,19+ 0,17+ 0,21 + 0,17+ 0,2 + 0,21 + 0,27 + 0,24 + 0,16 + 0,24+ 0,32 ,
, 0,26+0,19+0,27+0,22+0,24+0,27+0,32+0,23+0,25 п
+ 20 —о,23;
0,87 + 0,8+0,82+0,69+0,78 + 0,68+0,78 + 0,72+0,77+0,81 + 0,79
Ре- 20 +
0,76 + 0,79 + 0,76 + 0,72 + 0,81 + 0,68+ 0,82 + 0,73 + 0,77 Л
+------------------------2П----------------------- = °'/67;
- 45+60+70+30+67 + 45+57+69+37+60+57+45+32+48+65 ,
F _ +
+ 57+62+57+60+64 =57 га = 57.104 м3<
Рассчитаем запасы нефти QH=570 000-8,16-0,23-0,767-20= 16,5-10е м3.
Относительная ошибка в расчете запасов нефти в % определяется по фор-
муле
aqh= 1ооуд7+д7+д^+д72
где Дл — относительная ошибка для каждого_из параметров в формуле для
подсчета запасов, рассчитываемая по формуле кь=Ы1/И.
Для расчета средних квадратических отклонений составим вспомогательную
табл. 7.2.
Используя результаты табл. 7.2, получаем
oft=12 (Л< — й) 2/n=V101 • 74/20=2,26;
От=12(т» —т)2/п=+0,0397/20= 0,0445;
о„ =1/ 2 (р_ —рн)2/п= /0,0491/20 = 0,0497;
рн ' i
ар=12 (F< — F)2/n=12854/20= 12,40.
Приняв коэффициент t=2, что отвечает вероятности 0,85, и подставив
числовое значение предварительно рассчитанных значений о*, от, о>и, аг
в формулу (7.4), получим
ДЛ= Ол//1й= 2,26 • 2/120 = 1,02;
Дт= OmZ/ln'» 0,0445 • 2/120=0,0199;
Дря = Орн«/ /й = 0,0497 -2//2б=0,022
Д/= 0Ftjin= 12,40 • 2/120=5,56.
150
Таблица 7.2
Вспомогательная таблица к расчету средних квадратических
отклонений параметров
Номер сква- жины h{—ft (*<-*)* т^—т (m^—m)2
2 7 —1,16 1,34 0,19 —0,04 0,0016
3 6,5 —1,66 2,76 0,17 —0,06 0,0036
4 8 —0,16 0,025 0,21 —0,02 0,0004
5 4,7 —3,46 12 0,17 —0,06 0,0036
6 6 —2,16 4,67 0,2 —0,03 0,0009
7 5,4 —2,76 7,6 0,21 —0,02 0,0004
8 9 0,84 0,71 0,27 0,04 0,0016
10 12 3,84 14,6 0,24 0,01 0,0001
И 4,8 —3,36 11,3 0,16 —0,07 0,0049
12 6,7 —1,46 2,13 0,24 0,01 0,0001
13 11 2,84 8,1 0,32 0,09 0,0081
14 13 4,84 23,4 0,26 0,03 0,0009
17 9 0,84 0,7 0,19 —0,04 0,0016
18 10 1,84 3,4 0,27 0,04 0,0016
19 7,8 0,36 0,13 0,22 —0,01 0,0001
21 9,7 1,54 2,38 0,24 0,01 0,0001
22 6,2 —1,96 3,85 0,27 0,04 0,0016
23 8,6 0,44 0,19 0,32 0,09 0,0081
25 7,9 —0,26 0,06 0,23 0 0
26 10 1,84 3,4 0,25 0,02 0,0004
л=20 ТГ=8,16 101,74 m=0,23 0,0397
Продолжение табл. 7.2
Номер сква- 1 живы Рн/ <РН/-Рц> Fi (Fi-F) (Ff-Ffl
[2 0,87 0,103 0,0106 45 —12 144
ГЗ 0,80 0,033 0,0011 60 3 9
: 4 0,82 0,053 0,0028 70 13 169
. 5 0,69 —0,077 0,0059 30 —27,6 729
6 0,78 0,013 0,00017 67 . 10,9 100
7 0,68 —0,087 0,0076 45 —12 144
8 0,78 0,013 0,00017 57 0 0
10 0,72 —0,047 0,0022 69 12 144
11 0,77 0,003 0 37 20 400
12 0,81 0,043 0,0019 60 3 9
13 0,79 0,023 0,0005 57 0 0
14 0,76 —0,007 0,0000 45 —12 144
17 0,79 0,023 0,0005 32 25 625
18 0,76 —0,007 0,0000 48 9 81
19 0,72 —0,047 0,0022 65 8 64
21 0,81 0,043 0,0019 57 0 0
22 0,68 —0,087 0,0076 62 5 25
23 0,82 0,053 0,0028 54 9
25 0,73 0,037 0,0013 60 3 9
261 0,77 0,003 0 64 7 49
n=20 ри=0,767 Л / 0,0491 F=57 2854
151
Соответственно
~Kh=bhih= 1,02/8,16=0,124;
Х>=Дт/лГ= 0,0199/0,23=0,0868;
Дрн= Дрв/pL=0,0223/0,767=0,0291;
Дг=ДГ/Л=5,56/57= 0,0975.
Общая ошибка в оценке запасов будет AQB=1001/2ДК2 = 1 OOfO, 124*+
+0,08682+0,02912+0,09752= 18,3%.
Таким образом, ошибка в оценке запасов объемным методом по средней
площади, дренируемой скважиной, может составить 18,3% при вероятно-
сти 0,85.
Принципы установления предельного дебита или предельной
депрессии
Решению задач проектирования разработки должны пред-
шествовать исследования, ставящие целью обосновать предель-
ные дебиты и депрессии. В качестве факторов, ограничивающих
дебит и депрессию, могут быть следующие;
предотвращение образования конусов обводнения на пло-
щадях с подошвенной водой и газовых конусов на нефтегазо-
вых залежах;
ограничение выноса песка из пласта, сложенного слабосце-
ментированным песчаником;
предотвращение сломов колонн и нарушений герметичности
тампонажа;
существенное снижение коэффициента продуктивности сква-
жин, как результат смыкания трещин при возрастании депрес-
сии в трещиноватых пластах, или проявления упругопластиче-
ских необратимых деформаций пласта;
мощность механизированных способов эксплуатации сква-
жин.
У становление предельных дебитов для залежей с подош-
венной водой и нефтегазовых залежей. Предельные дебиты и
депрессии для залежей с подошвенной водой и нефтегазовых
залежей для анизотропного пласта можно рассчитать по фор-
мулам Д. А. Эфроса и Р. А. Аллахвердиевой
Q = Ь*Ф), (7.7)
где х— анизотропия пласта, равная 'fkr/kB; kr — проницаемость
пласта по напластованию; kB— проницаемость пласта в направ-
лении перпендикулярном к напластованию; Д^вн — разность
плотностей воды и нефти; /?к— радиус контура питания; Q* —
безразмерный безводный дебит, определяемый в зависимости от
безразмерных параметров уф* и Ьф* по рис. 7.5
г/Ф* = хАн/₽к; 6* = хЬ//?к, (7.8)
152
——I
-60,28 — 0,48 — 0,42- • 0,38 . 0,34_ 0,3
~-О,2Ч • 0,22
'*‘0,18' ь 0,16 и9с
S^'o,o ‘0,08 Г 0, 7,12 14
0,06
и9из
^0,04'
пазя
X ' 0,03 X 0,025
=0,02
О 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 bq>
Рис. 7.5. Диаграмма зависимости Q* от &ф*
где Лн—нефтенасыщенная толщина пласта; b — интервал
фильтра скважины, отсчитываемый от кровли пласта.
Если задача решается для предельного безгазового дебита,
те расчеты выполняют по формуле
<2=^- <7-9)
где Аунг — разность плотностей нефти и газа в пластовых усло-
виях. Остальные обозначения те же, что и в формуле (7.7).
На стадии опытной эксплуатации месторождения еще нет
точных данных об анизотропии пласта, поэтому предельный
безводный дебит устанавливается по результатам исследования.
Последовательным увеличением отбора до появления в скважи-
не воды, устанавливают предельный безводный дебит, предшест-
вующий появлению воды. По формулам (7.7) и (7.9), исполь-
зуя фактические результаты эксплуатации скважины, рассчиты-
вают анизотропию пласта. Так как анизотропия входит в без-
размерные параметры у$* и Ь$*, то для ее определения посту-
пают следующим образом.
1. Задаются рядом значений анизотропии 1, 3, 5, 10 и рас-
считывают ряд значений z/i*. у2*, t/в* и т. д., bt*, b2*, Ь3* и т. д.
153
Рис. 7.7. Зависимость вспомогатель-
ной функции ф(й, рв) от относи-
тельного вскрытия пласта h=blhQ
2. По рассчитанным значениям у* и Ь*, используя рис. 7.5»
находят безразмерный безводный (безгазовый) дебит Q*.
3. По формуле (7.7) или (7.9) рассчитывают Q для всех
значений х и Q*.
4. Строят график зависимости Q от х (рис. 7.6). По предва-
рительно установленному в результате исследований предель-
ному безводному дебиту и графику определяют действительное
значение анизотропии.
При проектировании разработки нефтегазового месторожде-
ния с подошвенной водой ставится задача определения безвод-
ного и безгазового дебита.
Предельный дебит скважины при произвольном положении
интервала перфорации в рассматриваемом случае определяется
в виде суммы
Qu — Qs~]~Qrt
где QB — предельный безводный дебит, получаемый с учетом на-
пора со стороны воды,
(?В = 2пМЬн-МЛувн - (^. (7 10)
Ин
Qr — предельный безгазовый дебит, рассчитывается по формуле
(7.9).
Расчетам по установлению дебита нефти за счет напора га-
за предшествует определение депрессии на забое скважины,
обусловленной отбором нефти за счет напора воды и рассчи-
тываемой по формуле
Арв= ?в (Й‘, рв) А^вн (Лн hr) 8о, (7.11)
154
где
e0 = -Uln-^—ф(£; РвЯ. (7.12)
h L 'с J
Здесь ф(й; рв)—вспомогательная функция, определяемая по
рис. 7.7. Остальные обозначения в формулах (7.10) и (7.11)
понятны из рис. 7.8. Вычисленная по формуле (7.11) депрессия
пересчитывается в величину столба нефти над интервалом пер-
форации, отсчитываемым от нейтральной плоскости
Лгр= ЮЛРв/^Н ПЛ, (7.13)
где Лгр—гравитационный напор над интервалом перфорации;
*Унпл — плотность нефти в пластовых условиях.
Если /irp^/ir (расстояние от нейтральной плоскости до га-
зонефтяного контакта), то в расчетах дебита скважины по фор-
муле (7.9) принимается hr, если же hrp<hr, то в расчетах при-
нимается Агр. Положение нейтральной линии на рис. 7.8, кото-
////////////////////,
газ
Нейтральная
линия
I
Несрть
к
____________5--------*• \
Вода |
'^777777777777777777777^777777777777777777777777/.
Рис. 7.8. Схема вскрытия залежи нефти скважиной при двухстороннем на-
поре воды и газа
рая условно разделяет приток к фильтру скважины на приток
за счет воды и приток за счет газа, определяется с использова-
нием рис. 7.9. По рис. 7.9 в зависимости от заданных a=Q/ftH
и $ = blhn находится е = /гг/Ан> т. е. расстояние от нейтральной
плоскости до ГНК (Аг).
Непосредственно из показанных формул следует, что вели-
чина отбора нефти зависит от величины интервала перфорации.
Увеличение интервала перфорации, хотя и увеличивает дебит,
но ведет к быстрому появлению воды и газа в скважинах. Ис-
следованиями установлено, что вскрытие пласта на 10% от
155
нейтральной линии тока, разделяю-
щей интервал перфорации в скважи-
не при двухстороннем напоре, от рас-
положения интервала перфорации от-
носительно контактов:
а=О/Лн; ₽-Ь/Лк; e=/ir/h„
Рис. 7.10. Индикаторные
скважин месторождения
лак — Ачалуки
кривые
Кар абу-
нефтенасыщенной толщины обеспечивает оптимальные условия
эксплуатации скважин, вскрывающих однородный пласт. Для
анизотропных пластов, когда интервал перфорации мо-
жет составлять более 10%.
Установление предельного дебита (депрессии) для пескопро-
являющих скважин. Заключение необходимости ограничения от-
бора жидкости из пескопроявляющих скважин дается по резко-
му увеличению процента песка в продукции скважины по мере
возрастания отбора.
Следует отметить несостоятельность утверждений некоторых
авторов о том, что вынос песка из призабойной части пласта
может увеличить проницаемость. Анализом эксплуатации песко-
проявляющих скважин убедительно показано, что по мере отбо-
ра песка в призабойной зоне пласта образуется «выработка», в
результате чего происходит перераспределение нагрузки в ин-
тервале фильтра скважины. Нагрузки нередко достигают
величин, превышающих предел прочности колонны, и тогда про-
исходит ее разрушение.
В качестве негативного примера разработки месторождений
без установления норм отбора жидкости, ограничивающих вы-
нос песка, можно назвать пласт ПК месторождений Бузовны и
Банка Дарвина Азербайджанской ССР, по которым за пять лет
с начала эксплуатации объекта в большинстве скважин были
разрушены эксплуатационные колонны.
На стадии подготовки исходных данных к проектированию
разработки месторождения должны быть установлены предель-
156
ные дебиты, не приводящие к разрушению призабойной зоны
пласта, а также апробированы методы крепления пород пласта.
Применительно к объектам разработки, представленным чере-
дованием нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов, огра-
ничение отбора (депрессии) может обусловливаться качеством
цементного камня в заколонном пространстве скважины. При
выявлении на стадии опытной эксплуатации скважин наруше-
ний герметичности тампонажа перед буровыми предприятиями
должны быть поставлены задачи о необходимости совершенст-
вования тампонажа. При неудовлетворительном решении во-
просов повышения качества тампонажа следует ставить вопрос
об ограничении отбора (депрессии). Предельный отбор (депрес-
сию) из скважин в этом случае устанавливают на основании
опытных данных.
Установление предельных депрессий для трещиноватых пла-
стов. Исследованием скважин эксплуатирующих трещиноватые
пласты выявлено, что с увеличением в скважинах депрессии
кривизна индикаторных линий возрастает. К. М. Донцовым бы-
ли продемонстрированы индикаторные кривые по некоторым
скважинам месторождений Хаян-Корт и Карабулак-Ачалуки
(Грозненский нефтепромысловый район), показанные на рис.
7.10. Из рассмотрения индикаторых кривых следует, что имеется
депрессия, при превышении которой увеличения отбора не
происходит, что обусловлено смыканием трещин пласта при
возрастании депрессии. Депрессия, при которой происходит су-
щественное снижение продуктивности скважин, может быть
принята предельной.
До принятия окончательного решения по установлению пре-
дельной депрессии для указанной категории скважин необходи-
мо опробовать в них методы воздействия на призабойную часть
пласта: солянокислотные обработки, гидроразрыв пласта и пр.
В приводимом примере по Грозненским месторождениям хоро-
шие результаты достигнуты проведением в скважинах соляно-
кислотных обработок. После кислотных обработок коэффициент
продуктивности скважин существенно возрастает.
Для пластов, склонных к проявлению упругопластических
деформаций, после снижения давления не рекомендуется созда-
ние больших депрессий в скважинах, так как деформации
носят необратимый характер. После снижения и последующего-
повышения давления в скважине коэффициент продуктивности
не восстанавливается до первоначального значения.
Еще раз напомним, что во всех случаях перед принятием
решения о регламентировании величины дебита или депрессии
в скважинах должны быть опробованы мероприятия, направ-
ленные на достижение более высоких отборов.
157’
7.4. Расчет показателей разработки
залежей нефти при разных режимах
Методики расчета показателей разработки залежей нефти
предопределяются их режимом. Это объясняется тем, что основ-
ные закономерности фильтрации жидкости и газа в пластах
описываются энергетическими составляющими, обусловливаю-
щими течение нефти и газа в пластах.
Для начальной стадии разработки нефтяных месторождений
в естественных условиях проявления режима главную роль иг-
рают силы упругости пласта и пластовых жидкостей. По мере
снижения пластового давления может наступить момент, когда
давление станет ниже давления насыщения и тогда в пласте
получит развитие режим растворенного газа.
Если в залежи проявляется напор пластовых вод, то в ней
может получить развитие водонапорный режим, характеризую-
щийся постоянным пластовым давлением. Ниже приводятся ме-
тодики расчета показателей разработки при упруговодонапор-
ном, растворенного газа и жестководонапорном режимах. За-
метим, что, говоря о показателях разработки залежи нефти и
газа, имеют в виду установление закономерностей в изменении
добычи нефти, газа, пластового давления во времени.
Основные расчеты показателей разработки
при упруговодонапорном режиме
Вытеснение нефти из пласта к скважинам в условиях упру-
говодонапорного режима происходит за счет высвобождения
упругих сил сжатой жидкости и породы. Область проявления
упруговодонапорного режима по давлению лежит выше давле-
ния насыщения. Из этого вовсе не следует, что упругие силы
не проявляют себя при снижении давления ниже давления на-
сыщения.
По принятой классификации режимов, когда режим выделя-
ется по главной (превалирующей) силе, при снижении пластово-
го давления ниже давления насыщения, упругие силы уже не
играют существенной роли в вытеснении нефти. Хотя, следует
оговориться, что в конкретной геолого-промысловой обстановке
возможны случаи, когда для небольших залежей нефти с боль-
шими гидродинамическими областями, занятыми водой, упругие
силы могут играть существенную роль даже при снижении пла-
стового давления в зоне отбора ниже давления насыщения.
Состояние упругой жидкости и пористости пласта в зависи-
мости от давления записывается следующими уравнениями:
р = р0[1 — МР — Ро)]; (7.14)
m = mo+Pc(p—Ро), (7.15)
158
где рж; рс — коэффициенты объемной упругости соответственно
жидкости и породы; то’, ро— соответственно пористость и плот-
ность породы при начальном давлении.
Коэффициенты объемной упругости изучаются в лаборатори-
ях физики нефтяного пласта и пластовых жидкостей. Обобще-
нием экспериментальных данных по большому числу месторож-
дений нефти коэффициент упругости нефти заключен в пределе
^ = (7-30)10^.^. (7.16)
Коэффициент упругости воды
₽в = (2,7-5)10-^-^. (7.17)
Коэффициент упругоемкости породы, представленной кварцевым
песчаником,
^ = (0,26-5)10-4-^. (7.18>
При изменении давления на Ар из пласта объемом Ко будет
высвобожден за счет упругого расширения жидкости и породы,
следующий объем жидкости
АУж = РжКпорАр4-рпКоАр. (7.19)
Учтя, что Упор =тКо, из (7.19) получим
АУж — Рж/иУоАр4-Рп1ЛоАр= (/иРж4*Рп) КоАр. (7.20)
Обозначив р* = рж/и+Рп> получим
АУж = р*УоАр- (7.21)
Коэффициент р* назван коэффициентом упругоемкости пласта.
Он показывает изменение упругого запаса жидкости в единице
объема при изменении давления на 1 МПа. Недостаток форму-
лы (7.21) для определения количества жидкости, получаемой за
счет упругого расширения жидкости и породы, состоит в том,
что она не увязана со временем. Поэтому для определения по-
казателей разработки более предпочтительна следующая фор-
мула
?(<)=»-& Ei <7'22>
где p(t) — пластовое давление на момент времени t в точке
пласта, отстоящей на расстоянии 7? от центра; ро — начальное
пластовое давление; Q — отбор жидкости из залежи, принимае-
мый постоянным; kh/p— гидропроводность пласта; R— расстоя-
ние от центра залежи до точки пласта, в которой оценивается
159-
Таблица 7.3
Краткая таблица интегральной экспоненциальной функции
X —Е1(—х) -ЕЦ-х) X —Е1(—х) X -Ei(-x)
0,01 4,0379 0,12 1,6595 0,35 0,7942 1 0,2194
0,02 3,3547 0,14 1,5241 0,4 0,7024 1,5 0,1075
0,03 2,9591 0,16 1,4092 0,45 0,6453 2 0,0489
0,04 2,6813 0,18 1,3098 0,5 0,5592 2,5 0,0249
0,05 2,4679 0,2 1,2227 0,55 0,5034 з 0,0630
0,06 2,2953 0,22 1,1454 0,6 0,4544 4 0,0038
0,07 2,1508 0,24 1,0762 0,65 0,4115 5 0,0011
0,08 2,0269 0,26 1,0139 0,7 0,3738 7 0,0001
0,09 0,1 1,9187 1,8229 0,28 0,3 0,9573 0,9057 0,75 0,8 0,9 0,3403 0,3106 0,2602 10 0,0000
Примечание, х — аргумент функции.
изменение давления; х — пьезопроводность, определяемая по
•формуле
х = 6/(ц₽*); (7.23)
Ei(—/?2/(4х/))—интегральная экспоненциальная функция
(табл. 7.3).
Профессором В. Н. Щелкачевым показано, что при
/?2/(4х/) ^0,1 функция Ei(—х) с достаточной для практики точ-
ностью (ошибка менее 5%) может быть заменена ее прибли-
женным решением
Ei (-х) + (7.24)
где С — постоянная Эйлера, равная 0,5772. Если принять R = rc
и учесть (7.24), то получим формулу для изменения давления
во времени на забое скважины, используемую при обработке
кривых восстановления давления по методу касательной (см.
гл. 6)
1 2,25х£ /гч
Рс ~Рпп fatkh 1п г2 • (7.25)
Формулой (7.25) в нефтепромысловой практике пользуются для
оценки изменения давления во времени в зависимости от отбора
в начальной стадии разработки залежи нефти, когда на зале-
жи имеется небольшое число скважин. При этом предполагают,
что отбор сосредоточен в центре залежи, а изменение давления
определяется на расстоянии R от центра.
Выполнив расчеты по нескольким вариантам, отличающимся
заданием Q = const, определяем продолжительность эксплуата-
ции залежи в условиях упруговодонапорного режима к моменту
времени перехода работы залежи на режим растворенного га-
за (рис. 7.11). На рис. 7.11 показано изменение давления во
времени, рассчитанное для различных значений отбора Qb Q2,
Q3, принимаемых постоянными. Из сравнительных расчетов
(см. рис. 7.11) можно сделать практические выводы по приня-
тию к внедрению величины отбора жидкости, согласовав его по
срокам с завершением строительства объектов поддержания
пластового давления или объектов по отбору газа. Нерегулируе-
мый отбор жидкости в условиях упруговодонапорного режима
может привести к тому, что в залежи получит развитие режим
растворенного газа с резким увеличением газового фактора
и ресурсов газа.
Рис. 7.11. Изменение давления во
времени для разных значений Qb
Qs, Qs (соответственно кривые 1,
2, 3)
Рис. 7.12. Кривые
(/) и фактического
давления во времени
теоретического
(2) изменения
Если в этих условиях обустройство площади объектами под-
держания пластового давления и сбора газа еще не закончено,
то газ приходится сжигать в факелах или идти на существенное
ограничение отбора нефти из залежей. Подобное явление отмеча-
лось на некоторых нефтяных месторождениях Западной Украи-
ны, Северного Кавказа и др.
При должной проработке этих вопросов негативные явления
могут быть предупреждены или вовсе исключены.
Расчеты в условиях упруговодонапорного режима выполня-
ют как правило в начале разработки залежи нефти, когда па-
раметры продуктивного пласта и насыщающих жидкостей изу-
чены недостаточно по небольшому числу скважин. Кроме того,
специфика разведки нефтяных месторождений состоит в том,
что, попав разведочной скважиной на нефтяное поле, заложение
последующих разведочных скважин планируется таким обра-
'160
11—1020
161
зом, чтобы не выйти за пределы нефтеносности. По конечным
результатам оказывается, что на стадии подготовки залежи
нефти к разработке центральная нефтенасыщенная часть зале-
жи более или менее изучена, а краевые и особенно законтурные
части пласта оказываются изученными весьма слабо.
Все это обусловливает несовпадение рассчитанного измене-
ния давления во времени с фактическими результатами (рис.
7.12). На характер кривой изменения давления во времени
оказывают влияние, в первую очередь, параметры пласта и жид-
кости в законтурной части.
Расчеты теоретической кривой выполнены по формуле (7.22)
с использованием фактического дебита и параметров пласта и
жидкости, определенных для начальной стадии разработки. Не-
совпадение теоретической и фактической кривых (см. рис. 7.12)
обусловлено причинами, изложенными выше.
Для согласования теоретической кривой с фактической
(практической) поступают следующим образом.
1. В формулу (7.22) вводятся коэффициенты Z\ и z2 на сог-
ласование параметров пласта и пластовой жидкости.
Тогда формула принимает вид
Р W = РО—Skh Ei ( - *2 ) > (L26>
где
21 = (-^")рас/( "р-)фак Z2 = XPac^aK. (7.27)
2. Записывают формулу (7.26) для двух фактических момен-
тов времени и t2- Снижение давления для этих моментов вре-
мени соответственно kp(t\) и \p(t2)
^p(tt) = —4^tziEi (—;
Ou / \ Г <7-28>
Ap(i ) = _—VH—Z1Ei ( —-/7—z2).
v wkh 1 \ 4x£a z/
Из системы уравнений (7.28) рассчитывают zi и z2. Чтобы
вычислить 22, следует воспользоваться приближенным решени-
ем (7.24) для интегральной экспоненциальной функции Ei(—х).
По величине коэффициентов z\ и z2 делается заключение
о характере различий в параметрах центральной и законтурной
частей пласта.
Так, например, если zi — 1, то можно считать, что гидропро-
водность центральной и законтурной частей одинакова. Если
21>1, то уменьшается параметр kh/p. в законтурной части пла-
ста. Если 2i<l, то khlp в законтурной части увеличивается.
Если 2г>1, то пористость в законтурной части пласта уменьша-
ется и наоборот, при 2г<1 — увеличивается.
162
Если задачу по определению изменения давления во времени
следует решать в условиях изменяющегося отбора, что харак-
терно для начальной стадии разработки залежей нефти, когда
вводятся новые скважины и идет процесс нарастания добычи,
то поступают таким образом.
1. Произвольную кривую изменения дебита во времени (та-
кой кривой может быть заданная планом добыча) заменяют
ступенчатой кривой. Величина ступени по дебиту равна сред-
нему его значению на выделенном отрезке времени (рис. 7.13).
2. Используя метод суперпозиции, записывают уравнение
для расчета изменения давления во времени. Суть метода супер-
позиции (наложения) состоит в том, что изменение пластового
Рис. 7.13. Преобразование фактиче-
ского изменения отбора жидкости
во времени к средним значениям де-
бита по интервалам времени
Рис. 7.14. Расчетная схема к опре-
делению изменения давления в точ-
ке М для рассредоточенного отбора
давления, вызванное воздействием какой-либо скважины, на-
кладывается (складывается) на изменение давления, вызванное
работой других скважин.
Математическая трактовка метода суперпозиции сводится
к тому, что сумма частных решений уравнения (7.22) есть так-
же решение, которое можно записать формулой
Ei + ... + El [.
(7.29)
Значения qlt q2, q3 и т. д. при h, is и т. д. понятны из
рис. 7.13. Для случая, когда отбор жидкости рассредоточен по
скважинам и требуется определить изменение давления в точке
М, отстоящей на расстоянии it, г2; г3 и т. д. от скважин, имею-
п* 163
щих дебит <7i, <72, <73 и т. д. (рис. 7.14), то используя метод супер-
позиции, получим формулу
+iSsrEi(- + зЗг) <7'30>
где t\, t3 и т. д. продоложительность эксплуатации скважин
при дебитах <71, <72, <73 и т. д.
Если в группе скважин есть нагнетательные, то расход по
этим скважинам в формуле (7.30) берется со знаком минус. При
выборе в качестве точки М одной из скважин в формуле (7.30)
добавляется член (слагаемое) с дебитом этой скважины и с ее
радиусом (приведенным), подставляемым вместо гп.
Меняя положение точки М на площади залежи и каждый
раз рассчитывая изменение давления kp(t), можно проследить
характер изменения давления по площади залежи.
Определение ожидаемой добычи нефти залежей с режимом
растворенного газа
Режим растворенного газа проявляется в залежах нефти,
где основная сила, перемещающая нефть по пласту к забоям
скважин, — энергия газа, растворенного в нефти. Область су-
ществования этого режима по давлению лежит ниже давления
насыщения. Такой режим в первую очередь проявляется в замк-
нутых залежах нефти при отсутствии напора краевых вод.
Определение показателей разработки режима растворенного
газа — довольно сложная задача, обусловленная тем, что режим
характеризуется падающим во времени пластовым давлением
и изменением, в связи с этим, всех параметров пластовой нефти.
Наиболее простое решение этой задачи получено Л. А. Зиновье-
вой, следуя которому расчеты выполняются в такой последова-
тельности:
1. По формуле (7.31) рассчитывают изменение нефтенасы-
щенности пористой среды от изменения давления
Рк<+1
2(Ркг+1)
г — s (Рк,+1)
₽ (Ркг-+1)
p*i+l
2(PKf+1)
(7-31)
где рК/и рк<+1 —нефтенасыщенность пористого пространства для
давления рщ и рК(+1; 5(Рк<) и s(/4+1) — количество газа, раст-
воренного в нефти при давлениях рп и pK1+i; Р(Рк{) и P(pK<+i) —
объемный коэффициент пластовой нефти при давлении pKi и
164
Pki+v z(Pk{) и zCpKi+1)—коэффициент сверхсжимаемости газа
при давлениях рК1и Рк1=1; Г — средний газовый фактор на ин-
тервале изменения давления от рК£до pEl-+p определяемый по
формуле
г=ф (Ркг) +s (7-32)
‘ 2 ''Р) Цг (р)
где р= (р^+Ркг+1)/2 — среднее давление; цн(р) и ц.г(р) —
вязкость нефти и газа при среднем пластовом давлении; ф(р<) —
отношение фазовой проницаемости для газа к фазовой прони-
цаемости для нефти в зависимости от нефтенасыщенности.
Параметры ц.н(р); Цг(р); Р(р); s(p) берутся при среднем
давлении.
Расчеты выполняют в следующей последовательности. За-
даются значением нефтенасыщенности для начального интерва-
ла расчета (начальная нефтенасыщенность). По эксперимен-
тальным кривым фазовых проницаемостей или таблицам
В. А. Царевича определяют ф(рщ). По кривым исследования
свойств нефти и газа в пластовых условиях (рис. 7.15) находят
значение s, цн, Цг, z, р при давлениях рК1и рК£+1 Решая уравне-
ние (7.31) с учетом (7.32), вычисляют нефтенасыщенность для
конца интервала изменения давления pK(-+i- Рассчитанное значе-
ние рк£+1 для последующего интервала изменения давления
является начальным. Практика выполнения расчетов показала,
ЛН(Р)/ЛГ(Р)
Рис. 7.15. Зависимость свойств пластовой нефти и газа от давления насыще-
ния для Битковского месторождения:
s(p) — количество газа, растворенное в нефти; 0(р) — объемный коэффициент пластовой
нефти; г(р) — коэффициент сверхсжнмаемости газа при пластовой температуре; Мн/рг —
отношение вязкости нефти к вязкости газа
165
Что чем меньше интервал между взятыми значениями pKi и
рК/+1, тем точнее определяется зависимость р от р. Это требова-
ние обретает особую актуальность для нефтей, растворимость
газа в которых не подчиняется закону Генри. Для таких нефтей
интервал по давлению (рКг—pKt=1) должен приниматься равным
0,1—0,2 МПа.
Если растворимость газа в нефти подчиняется закону Генри
(s(p)=ap‘, a=const, то интервал давления можно увеличить до
0,5—1 МПа.
С целью предупреждения ошибок при выполнении расчетов
(арифметические или механические ошибки), вместе с получе-
нием цифр по давлению, нефтенасыщенности и газовому факто-
ру, для каждого интервала давления строят графики, показы-
вающие изменение давления р и газового фактора Г от нефте-
насыщенности (рис. 7.16). Об ошибке судят по резкому отклоне-
нию рассчитанных значений рк и Г от наметившегося построения
точек на графике. Если подобное отмечается, то по этому ин-
тервалу следует провести перерасчет.
2. Рассчитывают нефтеотдачу. Нефтеотдачу при режиме
растворенного газа определяют при помощи зависимостей рк от
рк по формуле
л _ Р(Ро)
Л Ро ₽(Ркг) ’
(7.33)
где ро и —начальная нефтенасыщенность и объемный
коэффициент при давлении насыщения; рк и р(рк) —нефтенасы-
щенность и объемный коэффициент при среднем давлении.
3. Определяют дебиты, забойное давление в скважинах и сро-
ки разработки. Расчеты выполняют для двух условий заданием
постоянного дебита и постоянного забойного давления. Такая
постановка задачи имеет подтверждение в практической реали-
зации эксплуатации скважин в условиях режима растворенного
газа.
В начальной фазе разработки месторождения, когда пласто-
вое давление его высокое, выполнимо условие постоянного де-
бита при фонтанном и механизированном способах, так как в
этих условиях хотя и происходит снижение пластового и забой-
ного давлений, однако их значения еще высокие и можно осу-
ществлять регулируемый отбор нефти.
На поздней стадии разработки забойное и пластовое давле-
ния не обеспечивают фонтанирования скважин, а возможности
механизированного способа не позволяют поддерживать постоян-
ный отбор нефти. Тогда вполне оправданна эксплуатация сква-
жин при постоянном забойном давлении. На принятие условий
расчета Q = const или рс = const могут оказывать влияние и та-
166
кие факторы, как пескопрояв-
ление, подтягивание конусов
воды, газа, прочность эксплуа-
тационной колонны и др. Все
эти факторы должны быть изу-
чены на стадии подготовки ис-
следовательских материалов
к исполнению гидродинамиче-
ских расчетов по определению
показателей разработки.
В связи с тем, что энергия
растворенного газа равномер-
но распределена по объему
пласта, расчеты выполняют по
удельному объему пористого
нефтенасыщенного пласта,
приходящегося на одну сква-
жину
Рис. 7.16. Зависимости давления и
газового фактора от нефтенасышен-
ности при режиме растворенного
газа
Fн з^эф771 (1 Рс в)
п
Й==
(7.34)
где Fn3 — площать нефтяной залежи; йЭф — средняя эффектив-
ная толщина пласта; т— пористость; рсв — насыщенность пори-
стой среды связанной водой; п — число добывающих скважин.
Удельный объем пласта Q приводят к среднему значению
площади дренирования пласта скважиной, выражаемой через
радиус
/?к = }'й/(л/гэф). (7.35)
Если задача решается при условии задания постоянного отбора
(Q = const), величина которого устанавливается на основании
результатов опытной эксплуатации скважин, то по уравнению
притока
__ 2лАЛ(/7Пл— ^заб)
1пЛк.
гс
Рк Р
где Япл—Язаб= (——----------dp — разность функций Христиа-
не р(р)₽(р)
новича; FH(p) =kH(p)/k — относительная проницаемость для
нефти.
Рассчитывают забойное давление. Методика пересчета функ-
ций Христиановича на давление показана в гл. 6.
Так как расчет выполняют аналогично расчету нефтенасы-
щенности шагами по давлению, то необходимо контролировать
значение забойного давления, чтобы оно не оказалось меньше
167.
ёго значения, регламентируемого условиями эксплуатации сква-
жины, например, ниже предельного давления, обеспечивающего
фонтанирование скважин.
При достижении забойным давлением значения, регламенти-
рованного условиями эксплуатации скважин, дальнейшее соб-
людение условия Q = const невыполнимо, поэтому следует пере-
ходить на другие условия расчета.
Продолжительность разработки залежи при Q = const опре-
деляют по формуле
^Q=const— Hr]Q=conSt/Q, (7.37)
где T]<?=const — нефтеотдача при Q = const, вычисленная по фор-
муле (7.33) по наперед рассчитанной нефтенасыщенности.
Если задачу решают при рзаб = const, значение которого
определяется предельным давлением фонтанирования или глу-
биной спуска насоса в скважину, то проводят пересчет давлений
на функции Христиановича, а по формуле (7.36) вычисляют
дебит нефти. Заметим, что хотя рзас остается постоянным, но так
как в процессе разработки уменьшается пластовое давление, то
дебит во времени будет уменьшаться. Так как счет ведется по
давлению, то для каждого интервала изменения давления опре-
деляют средний дебит.
Продолжительность разработки залежи нефти при измене-
нии давления от рк,до рк£+1 определяется по формуле
Ai
Q
Чг--Ркг-+1
Ркг
₽ (?кг)
Ркг+1
Р (рК{+1)
(7.38)
ГДе Крщ-Рк^ — средний дебит на интервале изменения давления
от рК[.до рк/+1
^Ркг-Ркг+1) ~ + ?Рк;+1)/2’ (7-39>
ГДе ?рк.и ^к +1 — Дебит нефти при соответствующем пластовом
давлении.
Полный срок разработки при p3a6 = const определится фор-
мулой
г=2АА (7.40)
На рис. 7.17 представлены результаты расчета показателей
разработки для менилитовой залежи Битковского месторожде-
ния. Расчеты для первого этапа выполнялись при условии Q =
= const, а в последующем рс = const. Резкие изменения дебита
в завершающей стадии разработки обусловлены переходом на
новые забойные давления, как результат увеличения глубины
спуска насоса в скважину. По мере снижения отбора нефти из
168
скважины появляются предпосылки к уменьшению диаметра на-
соса. А это при постоянной мощности насосного оборудования
в установившихся условиях эксплуатации скважин позволяет
увеличивать глубину спуска насоса.
Основные гидродинамические расчеты показателей разработки
при жестководонапорном режиме
Выбор принципиальной схемы разработки. Процесс извлече-
ния нефти при жестководонапорном режиме происходит за счет
поступления воды в нефтенасыщенную часть пласта. Поэтому
при решении задач разработки залежи нефти весьма актуальны
вопросы управления процессом движения воды надлежащей
расстановкой скважин, заданием их числа и режимом эксплуата-
ции. Кроме того, учитывая особенности формы залежи нефти,
ее коллекторские свойства, а также характер неоднородности
пласта при выполнении проектных решений должны рассматри-
ваться варианты, обеспечивающие более полное извлечение
нефти при большом периоде безводной добычи нефти и неболь-
шом относительном содержании воды в общем количестве из-
влекаемых из пласта жидкостей.
В принципиальной схеме намечается местоположение рядов
скважин по основным и промежуточным вариантам разработки.
Основными считаются варианты, апробированные практикой
разработки месторождений. Промежуточные варианты подбира-
ются с некоторым отличием от основных, полагая, что технико-
экономические показатели этих вариантов будут больше или
меньше значений основных, отличаясь уровнем добычи нефти,
объемом капитальных вложений, себестоимостью и т. п. Разу-
меется, что без изучения опыта разработки месторождений и
опыта проектирования сразу указать основные и промежуточные
варианты весьма затруднительно. Поэтому изучение опыта раз-
работки способствует существенному сокращению расчетных
операций. Обычно в расчетах используют 2—3 основных вари-
анта, 2—3 промежуточных варианта, направленных на возра-
стание добычи увеличением числа добывающих и нагнетатель-
ных скважин, и 2—3 промежуточных варианта, ставящих целью
сокращение капитальных вложений уменьшением числа сква-
жин. Для крупных многопластовых месторождений число основ-
ных и промежуточных вариантов можно существенно увеличить,
так как наряду с вариантами разработки отдельных пластов
должны рассматриваться варианты с объединением нескольких
пластов в один объект разработки.
Окончательный выбор системы разработки делается по ре-
зультатам технико-экономического анализа.
Схематизация условий разработки. Так как действительные
залежи нефти могут иметь самую разнообразную геометриче-
169
Рис. 7.17. Теоретические кривые из-
менения дебита, пластового давле-
ния, газового фактора во времени
для менилитовой залежи Битковско-
го месторождения
скую форму, а готовые теоре-
тические решения подземной
гидродинамики предполагают
упорядоченную фильтрацию к
прямоугольной полосе или
кругу, то для выполнения гид-
родинамических расчетов та-
ких пластов прибегают к схе-
матизации условий разработки
(форма залежей и контур неф-
теносности).
Схематизация форм зале-
жей нефти сводится к замене
залежи сложной конфигурации
полосой, кольцом, кругом или
соотношением этих простей-
ших геометрических форм.
Если залежь, для которой
проводят гидродинамические
расчеты, имеет овальную форму (рис. 7.18, а) с соотношением осей
(В:Л)>3 (В — длина залежи; Л — ширина залежи), то такая
залежь схематизируется полосой. Осуществляя схематизацию,
следует соблюсти выполнение следующих условий:
1. Запасы схематизированной залежи должны быть равны
запасам реальной залежи. Если толщина и коллекторские
свойства пласта меняются по площади залежи несущественно,
то условие равенства запасов реализуется через равенство пло-
щадей схематизированной и реальной залежей;
2. Параметр реальной и схематизированной залежей должен
быть одинаков;
3. Число скважин схематизированной и реальной залежи
должно быть одинаковым.
Если овальная залежь имеет соотношение осей В:А<3, то
ее схематизируют кольцом или кругом (рис. 7.18, б).
Выполняя условия схематизации, запишем
/?виешн — Р/(2л), (7.41)
где Р — периметр реальной залежи нефти;
7?внутр
2 Z
внешн— х
(7-42)
где F — площадь реальной залежи нефти.
При схематизации расстановки скважин должно быть выпол-
нено условие равенства площадей между водонефтяным конту-
ром (ВНК) и рядами скважин для реальной и схематизиро-
ванной залежей.
170
Рис. 7.18. Фактическая и схематизированная залежь нефти при условиях
В:А>3(а) и В:А<3 (б).
Если реальная залежь нефти имеет сложную конфигурацию
(рис. 7.19, а), то ее можно схематизировать несколькими эле-
ментами правильных геометрических форм, например полосой
и кругом.
Заливообразные залежи, встречаемые в нефтеносной про-
винции Краснодарского края (рис. 7.19, б), можно схематизиро-
вать сектором. Гидродинамические расчеты выполняются для
полного круга, а затем по дебитам скважин выделяется доля,
приходящаяся на сектор.
Схематизации залежей нефти для проведения гидродинами-
ческих расчетов по форме должна предшествовать работа по
схематизации водонефтяного контакта. Вместо внешнего и внут-
реннего водонефтяных контактов проводят расчетный ВНК,
который располагают между ними. Условие правильного прове-
дения расчетного ВНК контролируется проверочным расчетом
по равенству запасов нефти реальной и схематизированной за-
лежи внутри расчетного ВНК. Запасы нефти определяют по
средним параметрам пласта с использованием формул объемно-
го метода расчета запасов — формулы М. А. Жданова.
Использование метода электрогидродинамической аналогии
(ЭГДА) к решению гидродинамических задач. Моделирование
гидродинамического процесса в пласте электрическими моделя-
ми основывается на аналогии между гидродинамическими и
электрическими процессами, протекающими хотя и в различных
размерных и временных масштабах, но имеющих подобные
уравнения, описывающие обе системы. Применение электриче-
ских моделей для решения задач разработки нефтяных место-
рождений обусловливается простотой построения модели и до-
171
Рис. 7.19. Примеры схематизации залежей нефти сложных геометрических
форм простыми:
1 — контур практической залежи; 2 — контур схематизированной залежи
ступностью в проведении измерений электрических параметров
в любой части электрической системы (схемы).
Аналогия между гидродинамическими и электрическими па-
раметрами усматривается непосредственно из сравнения урав-
нения притока жидкости к скважине и закона Ома.
Уравнение притока нефти к скважине
С = Я(Рпл-рзаб) ИЛИ Q=P^=P^, (7.43)
где К. — коэффициент продуктивности.
Закон Ома
/=(^-^2)/^, (7.44)
где J — сила тока; (71—Uz— разность электрических потенциа-
лов. Из уравнения следует, что
Q ==/; рпл Рзаб = 1/ ^С=^?эл,
где /?эл = —-названо фильтрационным сопротивлением. Уста-
К
новленная аналогия (подобие) между параметрами позволяет
полагать, что и более сложные гидродинамические схемы име-
ют аналоговые электрические схемы. Широкое распространение
при решении гидродинамических задач по методу электрогидро-
динамической аналогии получил закон Киргоффа
ДГ = 3/7?ЭЛ. (7.45)
1
Таким образом, при использовании метода электрогидродина-
мической аналогии для решения гидродинамических задач сле-
дует уметь в поставленной гидродинамической задаче увидеть
172
электрическую задачу, решение которой с применением закона
Киргоффа и будет решением поставленной гидродинамической
задачи. \
На рис. 7.20 показаны примеры создания электрических схем
для различных пластовых систем. Как видно из рисунка для
любой гидродинамической схемы с любым числом рядов сква-
жин можно\ создать простейшую электрическую цепь, расчет
которой выполняют с использованием закона Киргоффа.
Покажем несколько примеров решения задач установления
связи между отбором жидкости, параметрами пласта и пласто-
вой жидкости й перепадом давления.
Задача 1. В полосообразной залежи расположен один ряд
скважин (рис. 7.20, а). Установить связь между отбором жид-
кости из залежи и перепадом давления.
Решение. Показанная на рис. 7.20, а гидродинамическая
схема и ее электрический аналог указывает на то, что расчет
электрической цепи должен выполняться с использованием за-
кона Киргоффа, который для заданных условий записывают так
Uк ^с = //?эл к-о+^эл 0-1+^эл 1, (7.46)
где Яэлк-о; /?эло-1; ^ЭЛ1 — электрические сопротивления соответ-
ствующих участков цепи.
Следуя методу ЭГДА и учитывая, что
t/K=pK; £^с=Рс; 7— Q; ^?элк—о^=Пк—о;
Ran 0—1 = По— 1J Ran
запишем
Рк — Рс=QQk—o+QQo-(7.47)
где рк и ре — давления, соответственно, на контуре питания и
забое скважины; Q — отбор жидкости рядом скважин; Пк_0;
Qo-i — внешние фильтрационные сопротивления; a>i — внутрен-
нее фильтрационное сопротивление.
Фильтрационные сопротивления
Q _ гк-оРв . Q го-1Рн . /7 zo\
©! = ( Ин In ~=^—) /^nkhn^,
\ ЛГс пр /1
где 01 — половина расстояния между скважинами; «1— число
добывающих скважин. Остальные обозначения понятны из рис.
7.20, а или общепринятые. Так как расчеты показателей разра-
ботки выполняют полагая, что параметры пласта и пластовой
жидкости изучены предшествующими исследованиями, то непос-
редственно из формулы (7.47) устанавливают связь между де-
битом ряда скважин и забойным давлением в них рс- Если
173
Рис. 7.20. Гидродинамические и электрические схемы к решению задач по
установлению связи между дебитами, давлениями и параметрами пласта:
а, б, в — полосообразная залежь соответственно с одним, двумя и тремя рядами сква-
жин; а, д, е — круговая залежь соответственно с одной, двумя н тремя кольцевыми
батареями
условием эксплуатации скважин обосновывается значение за-
бойно™ давления, то из формулы (7.47) определяют отбор
жидкости
\ Q= (Рк — рс)/(^к-о4*йо—(7.49)
По формуле (7.49) можно проследить взаимосвязь между отбо-
ром жидкости и числом скважин, которое входит в формулу для
внутренних'фильтрационных сопротивлений. Подставляя фильт-
рационные сопротивления в формулу (7.49) и учитывая, что
oi = B/(2ni), получаем
Q. (7.50)
' » 7 ЦН г»
*к-оНв । ^о—гИн I __л2?11Гс пр
Bkh Bkh ' 2nkhn1
Непосредственно Из (7.50) устанавливается связь между Q и
«1 (рис. 7.21).
Из рис. 7.21 следует, что
связь между числом скважин
и отбором жидкости нелиней-
ная. Чем большее число сква-
жин имеется на залежи, тем
меньшее количество жидкости
будет отбираться вновь вводи-
мыми скважинами. Это очень
важный вывод для нефтепро-
мысловой практики, так как
он указывает на то, что на
определенной стадии разработ-
ки месторождения нельзя ре-
шить задачу существенного
увеличения отбора только за
счет возрастания числа добы-
Рис. 7.21. Зависимость между отбо-
ром и числом добывающих скважии
при жестководонапориом режиме
при разных забойных давлениях
вающих скважин.
Задача 2. В круговой залежи нефти (рис. 7.20, е) распо-
ложено две круговые батареи добывающих скважин. Следует
установить связь между отбором и забойным давлением в
скважинах.
Решение. Для показанной на рис. 7.20, е электрической
схемы решение, следуя закону Киргоффа, запишется так
рк.— Рс1= (Q1+Q2) Пк-о+ (Qi-f-Qz) Qo-i+Qi©r, (7.51)
Рк— Рс2~ (Q14_Q2)HK-0-|-(Q14"Q2)Qo-l_bQ2Hl-2_bQ2W2, (7.52)
где рС1 и pCj— давление на забое, соответственно, первого и
второго рядов скважин; Q; — дебит первого ряда скважин;
Q2 — дебит второго ряда скважин: QK-o; Q0-1; Q1-2; ©1; ©2 —
175
фильтрационные сопротивления, определяемые формулами
1 Лк /
Рв Ь /
О __________ /
“к~° 2nkh ’ /
1 Ro /
Ин 1п ~б— /
О __________Я1 • /
°"1 2nkh ’ /
In—21- /
Ягс пр . /
2nkhn1 ’ /
«2
1 ^2
Ин In—----
_____лгр пр
2nkhn2
где 01 и 02 — соответственно расстояние между скважинами в
эядах; п\ и n% — число скважин в рядах; гспр — приведенный
>адиус скважины. Остальные обозначения понятны из рис. 7.20, е.
эешая (7.51) и (7.52) совместно, получаем
Pci — Рс2 = (?2^1-2 4* ®1*?2 (?!©!• (7.53)
Непосредственно для решений используют уравнения (7.51) и
(7.53). При выполнении расчетов принимаем условия эксплуа-
тации скважин в рядах одинаковыми, т. е. р01=рс2» тогда из
(7.53) имеем
(7.54)
Если необходимо определить добычу жидкости для трех рядов
скважин (рис. 7.20, е), систему уравнений записывают в виде
Рк=РС1= (Qi+Qa+Qs) Qk-o+ (Qi-f-Qs+Qs) Oo-iQi©i; 1
рС1—Pc2 = (Q2+Q3) £21-24*^2(02—Qi«i; ( (7.55)
Pc2—Pc3 = Фз£22-з4*@з<Оз — Огсог- J
По сравнению с предыдущим решением появились два дополни-
тельных фильтрационных сопротивления Qs-з и ©з, которые рас-
считывают по формулам
Г) Р-Н ^2-3 .
^Z~S-~ВкГ~ ’
, аз
|ЛИ In —--
_ гн ягс ПР
tt>3 2лйЛге3,
176
Основываясь на показанных выше решениях, можно записать
общукХ формулу для расчета дебитов или забойных давлений,
для полосовой и круговой залежей
\ i=n
\ Рзаб/—1 Рзаб/ = Й 2j — Qj—10)/—1» (7.56)
\ ,=1
где Qj — внешние фильтрационные сопротивления между j—1
и j рядами.'
Внешнее\фильтрационное сопротивление между рядами для
полосовой залежи
Qi = nli/(Bkh) (7.57)
для круговой залежи
о -
2nkh
In
Rj-i
Ri
Внутреннее фильтрационное сопротивление для
круговых залежей выражаются одинаково:
соi = 9 - In ———
ЛГС лр
(7.58}
полосовых и
(7.59}
где tii — число скважин в ряду или на круговой батарее;
о, — расстояние между скважинами в ряду (в круговой бата-
рее).
Наиболее сложный вопрос при расчете показателей разра-
ботки залежи нефти на жестководонапорном режиме — опреде-
ление процента воды в добываемой жидкости и срока разра-
ботки. Эта задача существенно упрощается, если по результатам
разработки конкретного месторождения или месторождений с
аналогичными геолого-промысловыми условиями, имеются за-
висимости между нефтеотда-
чей, процентом воды в продук-
ции скважин и кратностью
промывки. Кратностью про-
мывки называют отношение
объема вошедшей в залежь во-
ды к первоначальному объему
пор пласта в пределах перво-
начальной нефтенасыщенной
его части. Заметим, что такую
зависимость можно получить
расчетом на основе фазовых
проницаемостей и неоднород-
ности пласта, например по ме-
тодикам расчета показателей
разработки ВНИИнефти, Ги-
провостокнефти и др. (рис.
7.22).
Рис. 7.22. Зависимость нефтеотдачи1
(Л) и процента воды в продукцию
скважни (пв) Выгодской залежи До-
линского месторождения от кратно-
сти промывки (т<)
12—1020
177Г
Дальнейшее решение задачи по определению срока разра-
ботки и процента воды в продукции скважин выполняют для
двух условий: заданием постоянного отбора или заданием по-
стоянного забойного давления в скважинах. 7
Если задача решается для условия постоянного во времени
отбора жидкости из скважин, то расчет довольно фрост: по
предварительно рассчитанным по формулам (7.47У, (7.51) —
(7.53) или (7.55) мгновенным дебитам рядов скважин, которые
принимаются постоянными, определяют накопленную добычу
нефти для ряда значений срока разработки
<21'накопл = S Q16, (7.60)
Z=1
где SQi — мгновенный дебит рядов скважин. Затем подсчиты-
вают значение порового объема от начального положения
водонефтяного контакта ВНК до первого ряда и между рядами
Vt^Bl^hm, (7.61)
где В — длина залежи нефти; /0-t—расстояние от начального
положения ВНК до линии первого ряда, /г — толщина пласта;
m — пористость.
Для ряда выделенных значений срока разработки tt опреде-
ляют кратность промывки т
Xi= Qi накопл/Е,'. (7.62)
По расчетным значениям тг- и рис. 7.22 вычисляют процент
воды в продукции ряда скважин. Задачу решают по этапам.
После достижения в первом ряду достаточно высокой обвод-
ненности ряд можно отключить. Для момента отключения ря-
дов должно выполняться условие
<7н i (О +<?Н Ж (0 +<7н 1+2 (0 = ч'н t+1 (О +<7ZH i+2 (0 +<7^ 1+3 (0 ,
(7.63)
где слева дебит рядов по нефти в конце t-ro этапа, справа —
в начале (i+l)-ro этапа. Выполнение условия (7.63) обеспечи-
вает получение минимального общего срока разработки.
Если задача решается для переменного во времени отбора
жидкости рядами скважин при условии p3ac=const, то для рас-
чета срока разработки предварительно обосновывается процент
воды в продукции добывающих скважин для момента отключе-
ния рядов. При обосновании процента воды в продукции рядов
скважин для их отключения руководствуются условием (7.63).
Обосновав процент воды на линии ряда скважин, по рис. 7.22
определяют кратность промывки тъ По кратности промывки,
используя формулу (7.62), и по предварительно рассчитанному
объему порового пространства Vi между начальным положени-
ем ВНК и линией ряда скважин вычисляют накопленный отбор
178
жидкой^и, прошедшей через ряд скважин (включая количество
жидкости, отобранное рядом) до его отключения. Для получе-
ния более полной характеристики изменения дебита нефти и
воды за время перемещения ВНК от начального положения до
линии первого ряда определяют средние дебиты и процент во-
ды в промежуточных положениях ВНК. Взяв одно, два или
несколько промежуточных положений ВНК, при помощи фор-
мул (7.47), (7.51) — (7.53) или (7.55) рассчитывают мгновенные
дебиты для заданных положений ВНК, а по формуле (7.64) —
средние дебиты
[ (<71+<72+<7з) t + (<71+?2-|-<7з)<+1]/2= (<7i+<?2+<7з) ) ср.
(7.64)
Суммарные накопленные отборы жидкости для промежуточных
положений ВНК определяют по предварительно рассчитанному
суммарному накопленному отбору жидкости для момента от-
ключения ряда скважин пропорционально объемам пласта,
заключенным между начальным и текущим (промежуточным)
положениями ВНК. Процент воды в продукции ряда скважин
для промежуточных положений ВНК определяют по предвари-
тельно рассчитанным суммарным отборам жидкости, формуле
(7.62) и по рис. 7.22.
Срок разработки
t^Qilqi, (7.65)
где Qi — средний дебит рядов скважин за этап перемещения
ВНК от начального до промежуточного его положения.
Общий срок разработки
Т= 2 ti. (7.66)
r=i
Результаты расчетов используют для построения кривых из-
менения суммарного дебита нефти и воды во времени (рис. 7.23).
Возрастание дебита II и III рядов скважин после отключения
обводнившихся рядов обусловливается снятием экранного эф-
фекта как результата взаимодействия скважин при остановке
рядов, прилегающих к ВНК-
7.5. Контроль и регулирование разработки
нефтяных месторождений
Главная задача контроля за разработкой нефтяных место-
рождений— определение и отработка методов регулирования
разработки месторождения для достижения проектных показа-
телей.
В процессе контроля за разработкой ведется наблюдение
за добычей нефти, воды, газа, изменением пластового давления,
12* 17.»
Рис. 7.23. Изменение добычи нефти и воды во времени для залежи нефти с
тремя рядами скважии:
Чг, <7з — дебиты скважин 1-, 2- и 3-го рядов; q,^, дебиты скважин 2- и 3-го
рядов после отключения 1-го обводнившегося ряда; — дебит скважин 3-го ряда по-
сле отключения 1- и 2-го рядов
перемещением ВНК и др. На нефтепромыслах строят графики,
показывающие изменение этих показателей во времени. Эти
графики принято называть динамикой показателей разработки.
Кроме выражения показателей в абсолютных единицах строят
динамику показателей в относительных единицах. Например,
добычу нефти за год представляют в долях от извлекаемых за-
пасов, а добычу газа — в долях от добычи нефти, делением
добычи газа на добычу нефти (газовый фактор).
Отношение годовой добычи нефти к начальным балансовым
запасам характеризует темп разработки месторождения.
На основании анализа темпа разработки месторождения
М. М. Иванова выделяет четыре стадии (рис. 7.24).
Первая стадия отвечает освоению объекта разработки. В этот
период идет разбуривание залежей нефти добывающими и водо-
нагнетательными скважинами. Осваивают систему поддержа-
ния пластового давления. В связи с вводом в эксплуатацию
новых скважин добыча нефти возрастает. Для контроля за
объектом разработки этой стадии наиболее важно наблюдение
за вскрытием пластов в процессе бурения и созданием фильтра
в скважинах. Выполняют геофизические и гидродинамические
исследования скважин. Продолжительность первой стадии раз-
работки зависит от размеров месторождения, запасов нефти и
интенсивности разбуривания. Для разных объектов разработки
продолжительность первой стадии колеблется от 1 года до 7—
8 лет.
Вторая стадия характеризуется примерно постоянным высо-
ким темпом разработки. На этой стадии разработки основной
фонд добывающих скважин уже пробурен, хотя продолжается
бурение водонагнетательных и резервных скважин. Осваивается
180
система поддержания пластового давления. Разработку контро-
лируют проведением, наряду с гидродинамическими, исследова-
ний притока в добывающих скважинах посредством дебитоме-
ров и поинтервальной приемистости воды пропластками в интер-
вале фильтра посредством расходомеров. Строят карты изобар
и карты текущих отборов жидкости (нефти) по залежи. В до-
бывающих скважинах контролируют процент воды в продукции.
Вопросы регулирования разработки залежи нефти на этой
стадии еще не являются определяющими в решении задачи по-
вышения нефтеотдачи. Из этого вовсе не следует, что эта
стадия характеризуется нерегулируемым процессом разработки.
Его регулирование осуществляется в пределах, предписываемых
проектом разработки в части размещения добывающих и водо-
нагнетательных скважин и задания режимов их работы.
Третья стадия характеризуется падающей во времени добы-
чей нефти, как результат того, что большая доля запасов уже
извлечена и происходит обводнение добывающих скважин.
Разбуривание залежи на этой стадии практически завершено.
Бурят только резервные скважины на отдельных участках, от-
стающих по темпам добычи нефти.
Контроль за разработкой на этой стадии обретает особую
актуальность в связи с тем, что в условиях падающей добычи
нефти и возрастающей обводненности регулирование необходи-
мо. Осуществляют контроль за перемещением нагнетаемой воды
по площади и разрезу скважин и проводят в скважинах изоля-
ционные работы. Число мероприятий по регулированию разра-
ботки в этот период существенно возрастает.
Нефтеотдача для конца третьего периода разработки состав-
ляет 80—90% от принятой в проектном решении.
Четвертая стадия разработки отвечает завершающему этапу
и характеризуется дальнейшим снижением темпов отбора нефти
при возрастающем обводнении продукции скважин. Мероприя-
тия по регулированию разработки в этот период сводятся к
181
Рис. 7.25. Карта разработки залежи
нефти:
1 — нагнетательная скважина; 2 — добы-
вающая скважина; 3 — контур нефтеносно-
сти
перераспределению отборов
и закачки с целью обеспече-
ния выработки запасов из
застойных, не охваченных
заводнением зон пласта, а
также к переходу на фор-
сированный отбор жидкости
по отдельным участкам или
для залежи в целом. Про-
водят геофизические иссле-
дования, направленные на
выявление необводненных
пропластков в разрезе сква-
жин. Продолжительность
четвертого этапа предопре-
деляется предельной рента-
бельностью разработки ме-
сторождения.
Основными материала-
ми, на которых основыва-
ются предложения по регу-
лированию разработки ме-
сторождения являются кар-
ты разработки и карта изобар. Карта разработки показывает
изменение дебитов нефти и воды скважин по площади место-
рождения. Их строят на основании текущего дебита нефти и
воды скважин. Непосредственно на карте значение дебита вы-
ражается радиусом круга, вычерчиваемого на плане располо-
жения скважин. Радиус круга рассчитывают из условия
R = 1qht, (7.67)
где q — дебит скважин, м3/сут. Долю нефти в продукции сква-
жин показывают разделением круга на два сектора, которые
на карте закрашиваются в два цвета. Соотношение длин дуг
секторов определяет доли нефти и воды в продукции скважин.
На рис. 7.25 показана принципиальная карта-схема, характе-
ризующая изменение дебита жидкости по скважинам и обвод-
ненность продукции скважин.
Не менее важна для регулирования процесса разработки
карта изобар, которую строят на основании результатов изме-
рения пластового давления в добывающих и водонагнетательных
скважинах после их остановки. А так как истинное (измеренное)
давление еще не определяет направление фильтрации жидкости
в пласте, то истинные давления пересчитывают в приведенные
(см. гл. 4), после чего соединением одинаковых значений дав-
ления между скважинами плавной кривой получают карту изо-
бар (рис. 7.26). По карте изобар устанавливают основные
182
направления потоков жидкости в пласте. Следует помнить, что
поток всегда перпендикулярен к изобарам и направлен в сторо-
ну уменьшения давления. Скорость течения жидкости на дан-
ном участке пласта можно определять по картам изобар,
используя формулу
(/гДр)/(цтЭфЛ/), (7.68)
где v — скорость движения фронта воды; k — проницаемость
пласта; Др — перепад давления между изобарами; ц— вязкость
пластовой жидкости; тЭф— эффективная пористость пласта;
Д/—расстояние между изобарами.
Напротив если по фактическим результатам отбора жидко-
сти для конкретного участка известна скорость жидкости, то по
формуле (7.68) можно определить гидропроводность пласта
kh__ vhm9$ AZ
Др ’ ’
так как v = HQ/ (hL) получим
kh _
p L &p ’ ' ’ '
где SQ — количество жидкости, протекающее через участок
пласта между изобарами, отстоящими друг от друга на расстоя-
нии AZ; L — длина участка вдоль изобары.
По картам разработки, изобарам, а также графикам, харак-
теризующим изменение добычи нефти, воды, газа, пластового
давления во времени оценивают состояние разработки залежи
нефти и намечают мероприятия по регулированию разработки
для достижения более высокой нефтеотдачи.
7.6. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
Разработка газовых и газоконденсатных месторождений —
это совокупность работ, направленных на извлечение из залежи
на поверхность газа и газового конденсата, сбор, учет и подго-
товку их для транспорта потребителю.
Аналогично разработке нефтяных месторождений газовые
месторождения разрабатывают по определенной системе, кото-
рая включает размещение и порядок ввода добывающих, наг-
нетательных и наблюдательных скважин, установление и под-
держание технологических режимов эксплуатации скважин,
наземных сооружений и многие другие мероприятия.
Выбор системы разработки зависит от запасов газа и кон-
денсата, начального пластового давления, геологического стро-
ения месторождения, активности пластовых вод, коллекторских
свойств пласта, состава газа и конденсата, потребностей народ-
ного хозяйства в продукции скважин.
183
Рис. 7.26. Карта изобар
О полноте извлечения газа и конденсата из залежей судят
по коэффициентам газоотдачи и конденсатоотдачи.
Коэффициентом газоотдачи называют отношение объема
извлеченного из пласта газа Qq, к его начальным запасам QH-
$ = QqIQa = (QH - Qo)/Qh= 1 - Qo/Qh, (7.71)
где Qo — остаточные запасы газа в пласте.
Для газового режима в связи с постоянством газонасыщенно-
го порового объема коэффициент конечной газоотдачи опреде-
ляется только начальным рв и конечным рк давлениями в пла-
сте
₽=1-тт-’ <7-72>
Рнгк
где zH; zK — коэффициенты сверхсжимаемости газа соответствен-
но при начальном и конечном давлениях в пласте и при пласто-
вой температуре.
Чем выше начальное и ниже конечное давления, тем больше
газоотдача месторождения при газовом режиме. Для месторож-
дений с хорошими коллекторскими свойствами при высоких
начальных пластовых давлениях коэффициент газоотдачи мо-
жет достигать 0,97. Для месторождений со значительной неодно-
родностью продуктивных пластов, сложным геологическим стро-
ением, низкими начальными пластовыми давлениями коэффи-
циент конечной газоотдачи составляет 0,7—0,8.
При водонапорном режиме газоотдача зависит от темпов
разработки месторождения, механизма вытеснения газа водой,
коллекторских свойств пласта, степени его неоднородности,
начального и конечного пластовых давлений и многих других
факторов. По многим причинам газ из пласта вытесняется во-
дой неполностью, часть его остается защемленной за фронтом
вытеснения. Опыт разработки газовых месторождений и лабора-
184
торные исследования показывают, что при вытеснении газа
водой главная причина значительных объемов защемленного га-
за— неравномерность внедрения воды в залежь, обусловленная
неоднородностью коллекторов и неравномерностью отборов из
различных участков и интервалов пласта. В зависимости от
геологических условий и системы разработки месторождения
коэффициент газоотдачи при водонапорном режиме может из-
меняться от 0,5 до 0,97.
Конечный коэффициент газоотдачи часто определяют по
формуле А. И. Ширковского
f}=l,415Va0 — т0, (7.73)
где а0 — начальная газонасыщенность пласта; то — пористость
пласта. Из формулы (7.73) следует, что более высокий коэффи-
циент газоотдачи можно ожидать из залежей с хорошей пори-
стостью пласта и высокой начальной газонасыщенностью.
Коэффициентом конденсатоотдачи рк называют отношение
объема QqK, извлеченного из пласта конденсата к его первона-
чальным запасам QHK
Qqk/Qhk = (Qhk — Qok)/QhK“ 1 — Qok/Qhk, (7.74)
где QoK — остаточные запасы конденсата в пласте.
На конечный коэффициент конденсатоотдачи влияют способ
разработки месторождения (с поддержанием пластового давле-
ния или нет), содержание конденсата в газе, составы конденса-
та и газа, удельная поверхность пористой среды, начальные пла-
стовое давление и температура и другие факторы. Практика
разработки месторождений показывает, что коэффициент конеч-
ной конденсатоотдачи обычно изменяется от 0,3 до 0,75. Наибо-
лее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при
поддержании пластового давления в процессе отбора газа.
Если поддержание давления осуществляется закачкой в залежь
газа, то коэффициент конденсатоотдачи может достигать 0,85,
а при закачке воды — 0,75.
Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных
месторождений
В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных
месторождений в зависимости от уровня годовых отборов газа
принято выделять три периода: нарастающей добычи, постоян-
ной добычи и падающей добычи газа.
Для того, чтобы избежать консервации значительных мате-
риальных ресурсов, разработку месторождений начинают еще
во время их разбуривания и обустройства. По мере ввода в эк-
сплуатацию новых скважин, пунктов внутрипромыслового сбора,
компрессорных станций, газопроводов добыча газа из место-
185
показателей
Рис. 7.27. Динамика
разработки газовой залежи
рождения возрастает. Поэто-
му период, совпадающий с
разбуриванием и обустройст-
вом месторождения, называют
периодом нарастающей до-
бычи.
После ввода в эксплуата-
цию всех мощностей по добы-
че газа, которые определены
технико-экономической целе-
сообразностью, наступает пе-
риод постоянной добычи. Из
крупных месторождений за
этот период отбирается более
60% запасов газа.
По мере истощения запасов
газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводят-
ся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из ме-
сторождения уменьшается. Этот период разработки месторож-
дения называют периодом падающей добычи. Он продолжается
до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня. На рис.
7.27 показано изменение пластового давления, числа скважин,
их дебита и годовых отборов газа в различные периоды разра-
ботки газорых месторождений.
Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа
характерны для крупных месторождений. В процессе разработ-
ки средних по запасам месторождений период постоянной добы-
чи газа часто отсутствует. А при разработке незначительных по
запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут
отсутствовать как период нарастающей, так и период постоян-
ной добычи газа.
В начале разработки месторождения пластовое давление бы-
вает обычно достаточным для транспортирования газа от сква-
жин к установкам подготовки газа, а от них-—прямо в газопро-
вод для дальнего транспорта. Этот период разработки называ-
ют бескомпрессорным. В настоящее время для дальнего тран-
спорта используют трубы, рассчитанные на рабочее давление
5,5 и 7,5 МПа, проектируют газопроводы с рабочим давлением
10—12 МПа. Газ, поступающий с промысла на прием магист-
рального газопровода, должен иметь давление, равное рабоче-
му давлению газопровода. По мере падения пластового давле-
ния наступает время, когда для подачи газа в магистральный
газопровод возникает необходимость использования дожимной
компрессорной станции. С этого времени начинается компрес-
сорный период разработки месторождения. Время ввода дожим-
ной компрессорной станции, ее мощность влияют на технико-
экономические показатели разработки месторождения, так как
186
связаны с системой разработки и обустройством промысла.
В зависимости от подготовленности месторождения к разра-
ботке и степени выработанности запасов различают период
опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуата-
ции и период доразработки.
При опытно-промышленной эксплуатации наряду с постав-
кой газа потребителю проводят доразведку месторождения с
целью получения уточненных сведений, необходимых для со-
ставления проекта разработки. Продолжительность опытно-
промышленной эксплуатации месторождений природных газов
как правило не превышает трех — четырех лет.
В период промышленной эксплуатации месторождений основ-
ная задача — выполнение плановых поставок газа потребителю.
В период доразработки месторождения добываемый газ ис-
пользуют обычно для местных нужд, дальний транспорт его
становится экономически нецелесообразным.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений вы-
деляют также периоды разработки без поддержания пластового
давления и с его поддержанием.
Расчет показателей разработки газового месторождения
при газовом режиме
Наибольшее распространение для расчета показателей раз-
работки залежи при газовом режиме получила методика,
основанная на предположении, что распределение давления в
газовой залежи такое же, как при установившейся (стационар-
ной) фильтрации газа. Это допущение без значительной ошибки
позволяет использовать в расчетах уравнения притока, получен-
ные для случая установившейся фильтрации газа.
Для проведения расчетов должны быть заданы: зависи-
мость изменения во времени отборов газа из залежи Qg(t); за-
пасы газа; начальные пластовое давление и температура; коэф-
фициенты фильтрационных сопротивлений для «средней» сква-
жины (под «средней» подразумевают такую гипотетическую
скважину, фильтрационные сопротивления которой обеспечива-
ют дебит, равный среднему арифметическому дебиту действую-
щих на залежи скважин; допустимый технологический режим
эксплуатации средней скважины (постоянные депрессия, гра-
диент давления, дебит и т. д.).
В дальнейшем для простоты и наглядности будем полагать,
что газ идеальный и скважины должны эксплуатироваться
при постоянной депрессии на пласт.
Определение показателей разработки залежи при газовом
режиме по методу смены стационарных состояний сводится к
решению системы из четырех уравнений:
187
1) уравнения материального баланса для залежи
= (7.75)
где Qg(t) = f Q(t)dt — суммарный отбор газа, приведенный к
пластовой температуре и атмосферному давлению, к моменту
времени t. Если задан постоянный во времени отбор газа Q, то
Qg(0 = Q^;
2) уравнения технологического режима эксплуатации сква-
жины, которое для случая постоянной депрессии Ар записывает-
ся в виде
\p = pK(t) —- рс(0 =const; (7.76)
3) уравнения притока газа к забою скважин
Рк2(0-Pc2(t)=Aq(t)+Bq^t), (7.77)
где q(t)—дебит средней скважины в момент времени t, приве-
денный к атмосферному давлению и пластовой температуре;
Рс(0 и рк(0 —соответственно забойное давление и давление на
контуре залежи, которое в каждый момент времени мало отли-
чается от средневзвешенного пластового давления. Поэтому
принимают pK(t) =p(t)',
4) уравнения, связывающего потребное число газовых сква-
жин с отбором газа и дебитом одной скважины
n(t) = Q(t)/q(t). (7.78)
Последовательность расчетов основных показателей разра-
ботки газового месторождения по уравнению (7.76) — (7.78)
показана на следующем примере.
Пример. Определить динамику изменения основных показателей раз-
работки месторождения на газовом режиме при постоянном отборе газа
2 млн. м3/сут н допустимой депрессии на пласта 0,2 МПа. Газонасыщенный
объем залежи Qa=0,l млрд, м3, начальное давление рн=10 МПа, коэффи-
циенты фильтрационных сопротивлений А = 3-10-3 (МПа2-сут)/м3, В = 4Х
Х10~п (МПа2-сут2)/м6.
Порядок расчета проиллюстрируем для второго года разработки.
Суммарный отбор газа к концу второго года разработки Qg(f=2) = 2X
X106 365• 2= 1,46-10® м3. Среднее взвешенное давление в залежи
р(/=2) = 0,1013-1,46-109/1 • 108 = 8,54 МПа. Забойное давление рс(£=2) =
= 8,54—0,20=8,34 МПа. Дебит средней скважины р(£=2) =3-10-5/(2-4х
X 10-n)+3-10-3/(2-4- 10-п) + (8,542—8,342)/(4-10-11) =99368 м3/сут. Потреб-
ное число скважин п(/=2) =2-106/99368=20,13. Расчетное число скважин
округляется в большую сторону n(i!=2)=21.
Для обеспечения безусловного выполнения расчетной добы-
чи газа и исключения ошибок, обусловленных неточным значе-
нием параметров пласта и его неоднородности для начального
периода разработки, число скважин увеличивают на 10%. Эти
скважины называются резервными.
188
Схему размещения скважин на площади выбирают в зависи-
мости от формы залежи. Так, на полосообразной залежи сква-
жины располагают в один или два ряда параллельно продоль-
ной оси складки. На крупных залежах число рядов может быть
более двух. На круговой или куполообразной залежи скважины
образуют концентрические окружности (кольцевые батареи),
параллельные водонефтяному контакту. Если в залежи отме-
чается продвижение пластовых вод, то скважины размещают
ближе к центральной части пласта.
При выполнении расчетов разработки газового месторожде-
ния обычно рассматривают несколько вариантов расстановки
скважин на залежи.
Особенности разработки газоконденсатных месторождений
Главная особенность разработки газоконденсатных место-
рождений— возможность в результате снижения давления вы-
падения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных
сооружениях. Конденсат — ценное сырье для химической про-
мышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение
конденсата из пласта при рациональной системе разработки
месторождения.
В настоящее время газоконденсатные месторождения разра-
батываются на истощение (без поддержания пластового давле-
ния) как чисто газовые или с поддержанием давления в пласте.
Разработка газоконденсатных месторождений на истощение
обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высо-
кий коэффициент газоотдачи при минимальных по сравнению'
с другими методами затратами. Однако конденсатоотдача
месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, вы-
падающий в пласте по мере снижения пластового давления,
считается безвозвратно потерянным.
Предотвратить или снизить количество выпавшего конденса-
та можно путем полного или частичного поддержания пластово-
го давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой
сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторож-
дения.
Разработка газоконденсатного месторождения с поддержа-
нием пластового давления путем закачки сухого газа (сайклинг-
процесс) обеспечивает наиболее высокую конденсато- и газоот-
дачу месторождения. В начальный период разработки месторож-
дения с помощью сайклинг-процесса товарный продукт — кон-
денсат, при этом осушенный (отбензиненный) газ возвращается
в залежь. После извлечения основного количества конденсата
месторождение разрабатывается как чисто газовая залежь на
истощение. Применяют процессы различных видов — полный
сайклинг (с закачкой всего добываемого газа), неполный сай-
189*
клинг (с возвращением в пласт части добываемого газа),
канадский сайклинг (газ закачивается в летний период, а отби-
рается в период наибольшего потребления).
Эффективность сайклинг-процесса в большей степени зависит
от неоднородности коллекторских свойств пород по толщине и
площади пласта. Из-за опережающего прорыва сухого газа по
отдельным высокопроницаемым интервалам в неоднородных
пластах конечная конденсатоотдача может оказаться низкой.
Основной недостаток сайклинг-процесса — длительная консерва-
ция запасов газа и значительные затраты на компрессорное
хозяйство для обратной его закачки.
Искусственное заводнение осуществляют для поддержания
пластового давления путем площадного законтурного нагнета-
ния в залежь воды. В этом случае с начала эксплуатации место-
рождения ведутся совместный отбор и сдача потребителю газа
и конденсата. В то же время возможны потери газа и конден-
сата, вызванные их защемлением в пласте водой.
Система разработки газоконденсатного месторождения вы-
бирается на основании тщательного изучения геолого-промысло-
вой характеристики залежи, состава и свойств газа и конденса-
та после сопоставления технико-экономических показателей раз-
личных вариантов и способов разработки.
Контрольные вопросы
1. Сформулируйте понятие системы разработки.
2. Назовите основные геологические данные, необходимые для состав-
ления проекта разработки нефтяного месторождения.
3. Назовите основные предпосылки для выделения объектов самостоя-
тельной разработки.
4. Какие факторы ограничивают отбор нефти из скважин?
5. Расскажите об упруговодонапориом режиме разработки залежи нефти.
6. Назовите пределы изменения нефтеотдачи при разных режимах раз-
работки.
7. Сформулируйте основные положения принципа электрогидродннамиче-
ской аналогии.
8. Покажите и объясните характер зависимости между отбором жидко-
сти из залежи и числом скважин при жестководонапорном режиме.
9. Назовите основные задачи контроля и регулирования разработки
месторождений нефти и газа.
10. Укажите назначение карт изобар. Какие задачи решаются с исполь-
зованием этих карт?
11. Назовите основные периоды разработки нефтяного и газового место-
рождений.
12. Назовите основные особенности разработки газоконденсатных место-
рождений.
ГЛАВА 8
поддержание пластового давления
И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
В СССР поддержание пластового давления заводнением яв-
ляется одним из основных видов воздействия на нефтепродук-
тивные пласты и, по-видимому, найдет дальнейшее широкое
применение в тринадцатой и последующих пятилетках.
8.1. Системы разработки нефтяных месторождений
с поддержанием пластового давления
Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме
повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процес-
са разработки. Это обусловливается приближением зоны повы-
шенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водо-
нагнетательные скважины, к добывающим скважинам.
Для принятия решения о проведении поддержания пластово-
го давления закачкой воды на конкретной залежи нефти после-
довательно прорабатывают следующие вопросы:
определяют местоположение водонагнетательных скважин;
определяют суммарный объем нагнетаемой воды;
рассчитывают число водонагнетательных скважин;
устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.
Местоположение водонагнетательных скважин определяется
в основном особенностями геологического строения залежи неф-
ти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположе-
ние водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается
наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды
и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.
В зависимости от местоположения водонагнетательных сква-
жин в настоящее время в практике разработки нефтяных место-
рождении нашли применение следующие системы заводнения.
Законтурное заводнение применяют для разработки залежей
с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в закон-
турной водоносной части пласта (рис. 8.1). Применение закон-
турной системы разработки возможно тогда, когда водонефтя-
ной контакт при достижимых парападах давления может
перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений
выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности ВНК
залежь нефти «запечатана» продуктами окисления нефти (ас-
фальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнеде-
ятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация
этой системы требует детального изучения законтурной части
пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта по
пористости, проницаемости, песчанистости существенно отлича-
ются от характеристик центральной части пласта.
19b
А *
Рис. 8.1. Принципиальная схема за-
контурного заводнения:
J — добывающие скважины; 2 — нагнета-
тельные скважины
Приконтурное заводнение
применяют тогда, когда за-
труднена гидродинамическая
связь нефтяной зоны пласта с
законтурной областью. Ряд
нагнетательных скважин в
этом случае размещается в во-
донефтяной зоне или у внут-
реннего контура нефтеносно-
сти.
Внутриконтурное заводне-
ние применяют в основном при
разработке нефтяных залежей
с очень большими площадны-
ми размерами. Внутриконтур-
ное заводнение не отрицает
законтурное заводнение, а в
необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается
с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное завод-
нение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эф-
фективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, распо-
лагаемых ближе к водонагнетательным.
Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей
путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф-
теносную площадь в эффективную разработку одновременно.
Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагне-
тательные скважины располагают рядами. При закачке в них
воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зо-
на повышенного давления, которая препятствует перетокам
нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды,
сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины,
увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя
единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать
так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения
образования единого фронта воды по линии ряда нагнетатель-
ных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуще-
ствляют «через одну». В промежутках проектные водонагнета-
тельные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобываю-
щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появле-
ния в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они
переводятся под нагнетание воды.
Добывающие скважины располагают рядами параллельно
рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами
нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду
выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с уче-
том особенностей геологического строения и физической харак-
теристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.
192
Рис. 8.2. Схема размещения сква-
жин при внутриконтурном заводне-
нии.
Обозначения см. на рис. 8.1.
Рис. 8.3. Принципиальная схема
разработки пласта при использова-
нии блоковых систем.
Обозначения см. на рис. 8.1.
Разработку каждой площади можно осуществлять по своей
системе размещения добывающих скважин с максимальным
учетом геологической характеристики площади.
Большое преимущество описываемой системы — возможность
начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить
в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-
эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью
запасов с высокими дебитами скважин.
На рис. 8.2 показана схема разработки Ромашкинского ме-
сторождения, Татарская АССР, при внутриконтурном заводне-
нии.
Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ,
Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных сква-
жин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки.
В последующем отдельные площади дополнительно разрезались
на более мелкие участки.
Разновидность системы внутриконтурного заводнения — бло-
ковые системы разработки.
Блоковые системы разработки находят применение на место-
рождениях вытянутой формы с расположением рядов водона-
гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин-
ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы
внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые си-
стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис.
8.3 показана принципиальная схема разработки пласта А4
Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская об-
ласть). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин
разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) раз-
работки.
Преимущество блоковых систем заключается в следующем.
1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в
13—1020
193
законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизу-
ченной на стадии разведки месторождения части пласта.
2. Более полно используется проявление естественных сил
гидродинамической области законтурной части пласта.
3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обуст-
ройству объектами поддержания пластового давления.
4. Упрощается обслуживание системы поддержания пласто-
вого давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.).
5. Компактное, близкое расположение добывающих и водо-
нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопро-
сы регулирования разработки перераспределением закачки воды
по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих
скважинах.
Широкое распространение получили блоковые системы на
месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.
Блоковые системы разработки предполагают расположение
водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном
к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных по-
лого залегающих антиклинальных складок целесообразно рас-
положение водонагнетательных скважин по оси складки.
В этом случае представляется возможность вместо нескольких
линий нагнетания иметь одну.
Заводнение пластов при расположении водонагнетательных,
скважин у оси складки получило наименование осевое заводне-
ние.
Все преимущества блоковых систем разработки характерны
и при осевом заводнении.
Площадное заводнение применяют при разработке пластов
с очень низкой проницаемостью.
При этой системе добывающие и нагнетательные скважины
размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и
девятиточечным системам.
На рис. 8.4 показаны основные схемы площадного заводне-
ния. Схемы отличаются не только расположением скважин, но
и соотношением между числом добывающих и нагнетательных
скважин.
Так, в четырехточечной системе (см. рис. 8.4) соотно-
шение между нефтедобывающими и нагнетательными скважи-
нами 2:1, при пятиточечной системе—1:1, при семиточечной
системе—1:2, при девятиточечной системе—1:3. Таким обра-
зом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются се-
ми- и девятиточечные системы.
Большое влияние на эффективность площадного заводнения
оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, при-
ходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объек-
та разработки.
В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и па
194
6
Рис. 8.4. Основные схемы площадного заводнения:
а — четырехточечная; б — пятиточечная; в — семиточечная; г — девятиточечная; 1—добы-
вающие скважины; 2 — нагнетательные скважины
площади происходят преждевременные прорывы воды к добы-
вающим скважинам по более проницаемой части пласта, что
сильно снижает-добычу нефти за безводный период и повышает
водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желатель-
но применять при разработке более однородных пластов.
Очаговое заводнение—это дополнение к уже осуществленной
системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При
этой системе заводнения группы нагнетательных скважин раз-
мещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности
использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо
изученном геологическом строении продуктивного пласта очаго-
вое заводнение можно применять как самостоятельную систему
разработки месторождения.
Избирательная система заводнения является разновидностью
площадного заводнения и применяется на залежах нефти со зна-
чительной неоднородностью.
При системе избирательного заводнения разработка залежи
осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по
равномерной треугольной или четырехугольной сетке, и затем
все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие.
Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая
из них отвечала требованиям, предъявляемым к нефтедобыва-
ющим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти
(месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа
и объектами поддержания пластового давления так, чтобы
можно было освоить любую скважину не только как нефтедо-
' бывающую, но и как водонагнетательную.
Детальным изучением разреза в скважинах по данным каро-
13* 195
тажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа
нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды.
Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефте-
продуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослежи-
вается гидродинамическая связь выбранной скважины с сосед-
ними.
Избирательная система с успехом применена на месторож-
дениях Татарской АССР.
Барьерное заводнение. При разработке газонефтяных место-
рождений с большим объемом газовой шапки может ставиться
задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и
газа из газовой шапки. В связи с тем, что регулирование отбора
нефти и газа, а также пластового давления при раздельном от-
боре нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти
в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма
затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой зале-
жи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонаг-
нетательные скважины при этом располагают в зоне газонеф-
тяного контакта, а закачку воды и отборы газа и нефти регули-
руют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и
газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газо-
вую часть залежи, а газа в нефтяную часть.
Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном
месторождении Карадаг Азербайджанской ССР.
Определение суммарного объема закачки воды
Суммарный объем закачки воды зависит от запроектирован-
ного отбора жидкости из залежи, давления на линии нагнета-
ния, а в большинстве случаев также от коллекторских и упру-
гих свойств пластов и насыщающих жидкостей в законтурной
области.
Если задача решается для условий внутриконтурного завод-
нения при установившемся жестководонапорном режиме, то в
этом случае суммарное количество нагнетаемой воды равно
количеству извлекаемой нефти и воды.
Несколько сложнее решается эта задача при законтурном
заводнении. В этом случае количество закачиваемой воды в са-
мом общем виде будет определяться по формуле
QjaK — ФотбЦ-Фут, (8.1)
где Qot6 — количество отбираемой жидкости (нефть+вода);
QyT — количество воды, утекающей за контур.
Количество отбираемой жидкости определяется на основании
расчетов, приведенных в гл. 7.
Количество воды, утекающей в законтурную область, зави-
сит от давления на линии водонагнетательных скважин (рт)
196
и среднего пластового давления в законтурной зоне пласта (рпл).
Если Рлн>Рпл, то часть нагнетаемой воды утекает в законтур-
ную область. Если же рпл<Рпл> то объем нагнетаемой воды
будет меньше объема отбираемой из пласта жидкости на вели-
чину объема воды, притекающей в залежь нефти из законтур-
ной области, т. е. при рЛн<Рпл
фзак = фотб— Фут. (8.2}
При Рлн=Рпл утечка воды отсутствует, т. е.
фзак = Фотб- (8.3)
Для условий постоянного давления на линии нагнетания
утечку воды вычисляют по формуле
Л Bkh (рЛн Рпл) /о /а
₽”=Т?-—/Я—' <8'4)
где В — длина линии нагнетания; х— пьезопроводность; t —
время.
Если в законтурной водоносной области пласта имеется
«сток», то для условий установившегося режима воды утечку
воды за контур можно рассчитать по формуле
Рлн pwi=QQyr- (8.5)
откуда
Л Рлн — Рпл Рлн — Рпл /о с\
VyT~ Q — МлН-к/ (Bkh) ’ ' • >
где Q — фильтрационное сопротивление в законтурной части
пласта; /Ля-к — расстояние от линии нагнетания до точки
пласта (скважины) в законтурной зоне пласта, в которой пла-
стовое давление равно среднему давлению (фпл)-
Для внутриконтурного заводнения и площадных систем коли-
чество нагнетаемой воды равно количеству жидкости, отбирае-
мой из залежи, приведенному к пластовым условиям.
Расчет числа водонагнетательных скважин
Предварительно рассчитав количество нагнетаемой воды,
можем заключить, что количество нагнетательных скважин бу-
дет
Лн=фзак/?в, (8-7)
197
где qB — количество воды, нагнетаемое в одну скважину,
~ (рзн Рлн)
где kB — фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне
нагнетательной скважины; он — половина расстояния между
водонагнетательными скважинами,
он = В/2пн; (8.9)
Ф— коэффициент, учитывающий загрязнение прифильтровой
зоны водонагнетательных скважин. Определяется по результа-
там опыта нагнетания воды и представляет собой отношение
начальной приемистости нагнетательной скважины (qB о) к сред-
ней приемистости за межремонтный период
Ф = Q& о/<?в ср! (8.10)
Рзн — давление на забое нагнетательной скважины
Рзн = р§^-|-РнасН-ДРтр, (8.11)
где Н — глубина нагнетательной скважины; рнас — давление на
выкиде насоса; Дртр— потери давления на трение.
Подставляя (8.8) и (8.9) в (8.7), получаем
Пн = 9 СзакФНв---- / 1п _В-------1п \ (8.12)
2лйд/г (рзн Рлн) ' 2лгс пр /
Уравнение (8.12) решается сочетанием графического метода
и метода пробных подстановок.
8.2. Требования, предъявляемые к нагнетаемой воде
Для обеспечения надлежащей приемистости водонагнета-
тельных скважин, выполнения задач поддержания пластового
давления и повышения нефтеотдачи к нагнетаемой воде предъ-
являются следующие основные требования.
1. Вода не должна вступать в химическую реакцию с пла-
стовыми водами, так как при этом может происходить выпаде-
ние осадка и закупорка пор пласта.
2. Количество механических примесей в воде должно быть
небольшим, так как это может приводить к засорению приза-
бойной зоны пласта и потере приемистости воды скважинами.
Допустимое содержание механических примесей в воде в каж-
дом конкретном случае определяется по опыту нагнетания
воды.
3. Вода не должна содержать примесей сероводорода и угле-
кислоты, вызывающих коррозию наземного и подземного обо-
рудования.
198
4. При использовании для нагнетания воды поверхностных
источников она должна подвергаться обработке на биологиче-
скую очистку от микроорганизмов и спор водорослей. Попадая
вместе с нагнетаемой водой в поры пласта микроорганизмы и
споры водорослей могут оказаться в благоприятных температур-
ных условиях для размножения, что приведет к закупорке пор
пласта.
Особую опасность представляет попадание в поры пласта
анаэробных бактерий, способных восстановить серу из ее соеди-
нений в минералах, составляющих пласт. Это обусловливает
появление в пластовых водах сероводорода со всеми вытекаю-
щими из этого неблагоприятными последствиями — сероводород-
ная коррозия подземного оборудования, засорение нефти и газа
сероводородом и т. д.
5. Нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинис-
тых пропластков внутри объекта разработки и глинистых частиц
цементирующего материала пласта. Это может привести к за-
купорке пор и разрушению призабойной зоны скважины с на-
рушением целостности эксплуатационной колонны.
Вопрос взаимодействия воды с глинами пласта изучается на
стадии подготовки геолого-промысловых материалов по место-
рождению и проектированию разработки. Тогда же отрабаты-
ваются мероприятия по подготовке воды, не приводящие к раз-
буханию глин.
Нагнетаемая вода должна обладать хорошей способностью
отмывать нефть от породы. Это достигается добавлением к воде
поверхностно-активных веществ.
Источники и технологические схемы водоснабжения
В качестве источников водоснабжения можно использовать
воды поверхностных источников — рек и морей, а также подзем
ные воды. Вода, используемая из поверхностных источников
характеризуется нестабильностью состава и особенно в период
дождей и штормовой погоды на море. Она засорена механиче-
скими примесями, бактериями и спорами водорослей, что пот-
ребует ее предварительной обработки перед подачей в скважи-
ны. При использовании же подземных или подрусловых вод
система водоподготовки существенно упрощается, а иногда
подземная вода не требует предварительной подготовки.
В процессе разработки нефтяного месторождения с заводне-
нием в добывающих скважинах появляется вода, количество
которой во времени увеличивается. А поэтому весьма актуально
использование подземных вод, добываемых вместе с нефтью,
для поддержания пластового давления.
Системы водоснабжения состоят из нескольких подсистем,
включающих водозаборные сооружения, напорные станции,
199
5
Рис. 8.5. Схема подруслового водозабора:
/ — эксплуатационная колонна; 2 — подъемы трубы; 3 — водоносный пласт; 4 — вакуум-
ная камера; 5 — вакуум-компрессор; 6, 8 — центробежный насос; 7— резервуар чистой
воды
станции подготовки воды, кустовые насосные станции, закачи-
вающие воду непосредственно в скважины.
На рис. 8.5 приведена схема подруслового водозабора, а на
рис. 8.6 — водоочистной станции для подготовки к закачке прес-
ной воды.
Подрусловые водозаборы устраивают на берегу забуривани-
ем неглубоких скважин (20—30 м), которые обсаживают колон-
ной диаметром 200—300 мм в интервале песчано-гравийных от-
ложений подрусловой части реки. В скважину 1 спускают
колонну подъемных труб 2. Устье скважины обвязывают тру-
бами с вакуумной камерой 4, из которой вакуум-компрессор
5 откачивает воздух. Из нижней части вакуумной камеры цент-
робежный насос 6 откачивает воду в резервуар чистой воды 7
и далее центробежный насос 8 подает воду на станцию подго-
товки воды или непосредственно на кустовую насосную стан-
цию.
На станциях подготовки вода очищается от механических
примесей, окиси железа, бактерий и спор водорослей. Принци-
пиальная схема водоочистной установки (см. рис. 8.6) включает
подпорный насос 1, смеситель 3, в котором вода смешивается с
реагентами-коагулянтами механических примесей и реагента-
ми-бактерицидами, емкость 2 для реагентов. Из смесителя вода
направляется в отстойники 4 и 5, в которых очищается от
хлопьеподобного осадка. Отстойники представляют собой емко-
200
Рис. 8.6. Принципиальная схема водоочистной станции:
/ — подпорный насос; 2 — емкость для реагентов; 3 — смеситель; 4, 5 — отстойники; 6 —
резервуар; 7, 8 — насос
сти, заполненные гравием и песком, фильтруясь через которые
вода очищается. Из отстойников вода поступает в накопитель-
ный резервуар 6, а затем в насосы 7, 8 станции второго подъема..
От станции второго подъема системой трубопроводов вода
разводится по кустовым насосным станциям (КНС). КНС обо-
рудуются системой автоматизации и могут работать в автома-
тизированном режиме.
Автоматизированная КНС обеспечивает исполнение следую-
щих операций управления:
централизованное дистанционное управление с диспетчерско-
го пункта насосным агрегатом (пуск и остановка) с автомати-
ческим управлением задвижками на выкиде насоса;
автоматическое включение резервных агрегатов;
автоматическую защиту насосных агрегатов от перегрузок,
короткого замыкания, исчезновения напряжения на одной из
фаз, перегрева подшипников двигателя, повреждения двигателя,
утечек воды из сальников и угрозы затопления помещения;
обратная сигнализация на диспетчерский пункт об неисправ-
ностях в системах КНС;
местное управление насосным агрегатом (пуск и остановка)
и задвижками.
На месторождениях Западной Сибири широкое распростра-
нение получило использование подземных вод водоносных гори-
зонтов, залегающих выше нефтепродуктивных для поддержания
пластового давления. С этой целью на водоносные горизонты
бурят специальные скважины большого диаметра, в которые
спускают центробежные электронасосы высокой подачи, а отка-
201
чиваемую из них воду направляют непосредственно в водонаг-
нетательные (одну или несколько в зависимости от приемисто-
сти скважин и дебита скважины-источника).
При использовании заводнения попутных добываемых вме-
сте с нефтью вод их тщательно очищают от окислов железа,
сероводорода и пленочной нефти. Система очистки существенно
не отличается от описанной выше.
8.3. Геолого-промысловые условия применения
методов повышения нефтеотдачи
С середины 40-х годов разработка залежей нефти в нашей
стране осуществляется в основном с применением заводнения,
которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 ра-
за по сравнению с разработкой на естественных режимах. И тем
не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, нахо-
дящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма
высоким, составляя в отдельных случаях 50—70%.
Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут
быть извлечены традиционными методами заводнения, выдвину-
ло на передний план задачи ускорения разработки и внедрения
новых методов повышения нефтеотдачи пластов.
В настоящее время известно и внедряется большое число
методов повышения нефтеотдачи пластов. Они различаются по
методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимо-
действия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насы-
щающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии.
Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на гидро-
динамические, физико-химические и тепловые.
Успешность применения методов повышения нефтеотдачи в
большой мере зависит от уровня геолого-промысловых исследо-
ваний нефтепродуктивного пласта, состояния его разработки и
свойств насыщающих пласт нефти, газа и воды.
Исследования нефтепродуктивного пласта предполагают
изучение особенностей его строения с позиции правильной оцен-
ки особенностей геометрии пласта с уточнением трассировки
тектонических нарушений, линий выклинивания продуктивной
части пласта, детальным расчленением объекта разработки на
отдельные пласты и пропластки. Особое внимание следует уде-
лять литологической характеристике пород, слагающих продук-
тивный пласт. Особенности литологии определяют структуру
пористого пространства, что, в свою очередь, влияет на решение
использовать тот или иной метод повышения нефтеотдачи. Для
принятия решения использовать методы повышения нефтеотдачи
очень важно изучение геологических характеристик слагаю-
щих пласт пород и насыщающих жидкостей, которые при реа-
лизации этих методов вступают во взаимодействие с нагнетае-
202
мыми в пласт жидкостями, а это может сопровождаться
неблагоприятными для такого применения последствиями. Так,
например, при наличии в продуктивном пласте монтмориллони-
товых глин и закачке в них пресной воды, щелочи, растворов
поверхностно-активных веществ может происходить набухание
глин с потерей приемистости скважинами нагнетаемых жидко-
стей, что делает задачу повышения нефтеотдачи нереализуемой.
Если в продуктивном пласте содержатся сильноминерализован-
ные рассолы солей, то при взаимодействии их с закачиваемыми
жидкостями возможно выпадение твердых кристаллов в осадок
с закупоркой пор пласта.
Применению методов повышения нефтеотдачи должен пред-
шествовать тщательный анализ состояния разработки объекта.
Наряду с изучением особенностей динамики показателей эк-
сплуатации залежи нефти, с исследованием характера проявле-
ния естественного режима и состояния обводненности пластов
по площади и разрезу следует выявить характер залегания в
пласте остаточных запасов нефти после первичной разработки
залежи нефти.
а б
Рис. 8.7. Схема нахождения остаточной нефти в пласте:
1 — нефть; 2 — вода; 3 — порода
М. Л. Сургучев [9] показал, что остаточные запасы в пласте
могут находиться в виде пленки нефти (рис. 8.7, а), обволаки-
вающей зерна породы, или в виде скоплений нефти между
зернами породы (рис. 8.7, б), а также в виде непромытых водой
линзовидных включений или отдельных пропластков, не охва-
ченных процессом заводнения.
Состояние остаточной нефтенасыщенности является опреде-
ляющим для выбора метода повышения нефтеотдачи. Если
остаточная нефтенасыщенность представлена в неохваченных
заводнением линзах или пропластках, то хорошие результаты
можно получить при использовании гидродинамических методов
повышения нефтеотдачи (циклическое заводнение, метод пере-
мены направления фильтрационных потоков, форсированный
отбор жидкости). Если остаточная нефтенасыщенность пред-
203
ставлена пленочной нефтью на поверхности породы, то предпоч-
тительными методами повышения нефтеотдачи могут быть
физико-химические (закачка ПАВ, мицеллярные растворы, за-
качка углекислоты и др.).
Особое значение при принятии решения о применении мето-
дов повышения нефтеотдачи приобретает углубленное изучение
свойств пластовой нефти (вязкость, плотность, содержание
фракций, выкипающих при разной температуре и др.) и их
изменчивости в пределах залежи. Так, если пластовые нефти
характеризуются высокой вязкостью, то разработку таких зале-
жей предпочтительнее вести использованием тепловых мето-
дов.
При применении тепловых методов необходимо изучение
теплофизических характеристик пород продуктивной части пла-
ста и насыщающих пласт-коллектор жидкостей. Не менее важ-
но изучение температурных условий в залежах нефти.
Работам по применению методов повышения нефтеотдачи
пластов должны предшествовать комплексные исследования до-
бывающих и нагнетательных скважин с определением коэффи-
циентов продуктивности, приемистости, давления нагнетания,
свойств нефти и газа, газового фактора, обводненности, забой-
ных, пластовых давлений и температуры.
Тщательное, углубленное геолого-промысловое изучение
объектов разработки перед применением методов повышения
нефтеотдачи — залог успешной реализации поставленной задачи
получения высокой нефтеотдачи пластов.
8.4. Гидродинамические методы повышения
нефтеотдачи пластов
При применении этих методов не изменяется система расста-
новки добывающих и нагнетательных скважин и не используют-
ся дополнительные источники энергии, вводимые в пласт с по-
верхности для вытеснения остаточной нефти. Гидродинамические
методы повышения нефтеотдачи функционируют внутри осу-
ществляемой системы разработки, чаще при заводнении нефтя-
ных пластов, и направлены на дальнейшую интенсификацию
естественных процессов нефтеизвлечения. К гидродинамическим
методам относят циклическое заводнение, метод переменных
фильтрационных потоков и форсированный отбор жидкости.
Циклическое заводнение. Метод основан на периодическом
изменении режима работы залежи путем прекращения и возоб-
новления закачки воды и отбора, за счет чего более полно ис-
пользуются капиллярные и гидродинамические силы.
Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не
охваченные воздействием. Циклическое заводнение эффективно
на месторождениях где применяется обычное заводнение, осо-
204
бенно в гидрофильных коллекторах, которые капиллярно лучше
удерживают внедрившуюся в них воду. В неоднородных пластах
эффективность циклического заводнения выше, чем обычного
заводнения. Это обусловлено тем, что в условиях заводнения
неоднородного пласта остаточная нефтенасыщенность участков
пласта с худшими коллекторскими свойствами существенно вы-
ше, чем основной заводненной части пласта. При повышении
давления упругие силы пласта и жидкости способствуют внед-
рению воды в участки пласта с худшими коллекторскими свой-
ствами, капиллярные же силы удерживают внедрившуюся в
пласт воду при последующем снижении пластового давления.
Немаловажную роль в вытеснении нефти из нефтенасыщенной
не охваченной заводнением зоны пласта играют фазовые про-
ницаемости, которые проявляют себя более благоприятно для
нефти в момент, когда при снижении давления идет вытеснение
нефти из нефтенасыщенной в заводненную зону пласта.
Так как при практическом внедрении циклического завод-
нения чаще не удается одновременно прекратить закачку или
отбор во всех скважинах, поэтому изменяют направления фильт-
рационных потоков.
Впервые метод циклического заводнения был опробован и
дал хорошие результаты на Губинском месторождении Куйбы-
шевской области в 1964 г., а в последующем быстро распростра-
нился на другие месторождения Куйбышевской области и Татар-
ской АССР. С начала 70-х годов метод стали внедрять на неф-
тяных месторождениях Тюменской области (Усть-Балыкском,
Западно-Сургутском и др.).
Метод перемены направления фильтрационных потоков.
В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно
неоднородных, по традиционным схемам в них постепенно фор-
мируются поле давлений и характер фильтрационных потоков,
при которых отдельные участки пласта оказываются не охвачен-
ными активным процессом вытеснения нефти водой. По мере
появления в добывающих скважинах воды и роста обводненно-
сти заводненные зоны пласта взаимосообщаются, а неохвачен-
ные заводнением зоны образуют изолированные островки,
вытеснение нефти из которых происходит только за счет капил-
лярной пропитки пластов водой. А так как эти процессы
протекают медленно, то снижается общая эффективность раз-
работки. Размеры и местоположение зон, не охваченных завод-
нением, зависят не только от неоднородности пластов, но и от
расстановки добывающих и водонагнетательных скважин, а так-
же от общей гидродинамической обстановки в пласте, опреде-
ляемой забойными давлениями в скважинах и отбором (закач-
кой) жидкости из них. Стабильная гидродинамическая обстанов-
ка в пласте обусловливает малую подвижность нефти в застой-
ной зоне.
205
Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных
заводнением зон пласта необходимо изменить общую гидроди-
намическую обстановку в нем, что достигается перераспределе-
нием отборов и закачки воды по скважинам. В результате
изменения отборов (закачки) меняются направленность и ве-
личины градиентов давления, за счет чего на участки, ранее не
охваченные заводнением, воздействуют более высокие градиен-
ты давления, и нефть из них вытесняется в заводненную, про-
точную часть пластов, чем и достигается увеличение нефтеотда-
чи. Заметим, что в отличие от циклического заводнения метод
перемены направления фильтрационных потоков не требует
обязательной остановки добывающих или нагнетательных сква-
жин. При реализации метода наряду с изменением отбора и
закачки практикуется периодическая остановка отдельных сква-
жин или групп добывающих и нагнетательных скважин. Сква-
жины можно периодически останавливать через одну или пара-
ми. При разработке залежи нефти рядами скважины, выбирае-
мые для остановки или ограничения (увеличения) отбора, не
должны лежать на одной линии с ближайшей водонагнетатель-
ной скважиной. Метод предполагает одновременное ограничение
отбора в одних скважинах и увеличение в других. Этот же
принцип применяется для водонагнетательных скважин.
При формировании программ циклического заводнения и
метода перемены направления фильтрационных потоков следует
учитывать календарь климатических условий. Не рекомендуется
остановка добывающих и водонагнетательных скважин в зимний
период на территориях с минусовыми температурами, так как
возможно замораживание воды в трубопроводах. График оста-
новки добывающих и водонагнетательных скважин следует
увязывать с графиком профилактического их ремонта, а при
остановке водонагнетательных скважин группами — с графика-
ми профилактического ремонта КНС.
Форсированный отбор жидкостей применяется на поздней
стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%,
При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие
увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обус-
ловливающего вовлечение в разработку участков пласта и про-
пластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной
нефти с поверхности породы. Форсированный отбор — наиболее
освоенный метод повышения нефтеотдачи. Первые сообщения
об использовании этого метода на месторождениях Чечено-
Ингушской АССР сделано В. Н. Щелкачевым в 1945 г. В пос-
ледующие годы метод получил внедрение на месторождениях
Апшеронского полуострова и в настоящее время используется
на многих нефтепромыслах как вполне освоенный процесс.
Практикой отработаны основные подходы к успешному внед-
рению метода. Приступать к форсированному отбору следует
206
постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30—50%,
а затем — в 2—4 раза. Предельное значение увеличения отбора
регламентируется возможностями используемого способа эк-
сплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбо-
ра необходимы насосы высокой подачи или использование газ-
лифта.
8.5. Физико-химические методы
повышения нефтеотдачи пластов
С развитием химической промышленности нашей страны по-
является все больше и больше возможностей выделения для
нефтедобывающей промышленности химических препаратов с
целью использования их для повышения нефтеотдачи.
В предшествующих пятилетках подготовлены и в настоящее
время успешно реализуются несколько проектов с использова-
нием физико-химических методов повышения нефтеотдачи пла-
стов— закачка водорастворимых полимеров, поверхностно-
активных веществ (ПАВ), углеводородных газов высокого дав-
ления, закачка углекислого газа, щелочи, серной кислоты и др.
Заводнение растворами полимеров. Сущность методов заклю-
чается в выравнивании подвижности нефти (й/цн) и вытесняю-
щего агента (й/цва) для увеличения охвата пласта воздействием.
Это можно достичь повышением вязкости вытесняющего агента
(рва) при добавлении полимеров. Однако так как объемы наг-
нетаемой воды могут быть весьма большими, то с целью эконо-
мии полимера для загущения воды и повышения экономической
эффективности метода на практике применяют технологию
заводнения, при которой в пласт первоначально закачивают
оторочку загущенной воды с последующим ее продвижением
обычной водой. Опыты показывают, что при этом впереди загу-
щенной воды образуется вал погребенной воды, затем вал неф-
ти, вытесняемый раствором.
Относительная технологическая эффективность метода поли-
мерного заводнения возрастает по сравнению с обычным завод-
нением для высоковязких нефтей. Однако при очень высокой
вязкости нефтей 0,1 Па-с и более эффективность метода по
технико-экономическим показателям низкая.
Не рекомендуется применять метод полимерного заводнения
в пластах, содержащих глинистый материал (5—10% и более),
так как в присутствии глины происходит взаимная коагуляция
двух различных коллоидных систем. Использование полимерно-
го заведения ограничивается проницаемостью и пластовой тем-
пературой. Полимерное заводнение рекомендуется при прони-
цаемости свыше 0,1 мкм2 и пластовой температуре менее 90 °C.
При более высокой температуре может происходить деструкция
молекул полимера с изменением свойств раствора. В некоторых
207
случаях применение полимерного заводнения ограничивается
химическим составом пластовых вод. Поэтому полимер для за-
воднения следует подбирать с учетом химического состава пла-
стовых вод.
Метод опробирован на Орлянском месторождении Куйбы-
шевской области и дал положительные результаты. В качестве
загустителя использовали водный раствор частично гидролизо-
ванного полиакриламида, имеющий в пластовых условиях вяз-
кость 10—15 мПа-с.
Лабораторными экспериментами установлено, что загущение
воды полимерами существенно увеличивает нефтеотдачу при
объеме оторочки примерно 5—6% от объема пор обрабатывае-
мого участка и при концентрации полимера в воде 0,025—
0,05%.
На эффективность процесса оказывает влияние время его
применения в зависимости от периода разработки. Если поли-
мерное заводнение применяют с самого начала разработки за-
лежи с заводнением, то так как вязкость полимерного раствора
больше вязкости воды перед полимерным раствором может
образоваться фронт сильно минерализованной связанной воды.
При смешении полимерного раствора с минерализованной водой
может происходить разрушение (деструкция) структуры поли-
мерного раствора.
При использовании же полимерного заводнения на поздней
стадии разработки месторождения, когда пласт существенно
заводнен, а продукция скважин характеризуется высокой обвод-
ненностью, возможно разбавление полимера водой с ухудшени-
ем характеристик вытеснения. Как показывает опыт разработки
нефтяных месторождений США и СССР, наиболее благоприят-
ные условия для применения полимерного заводнения склады-
ваются в конце безводного (начале водного) периода эксплуа-
тации ряда скважин, прилежащего к водонагнетательным.
Заводнение растворами ПАВ. Увеличение нефтеотдачи пла-
ста при этом методе обеспечивается в результате снижения
поверхностного натяжения на границах «нефть — вытесняющая
жидкость» и «нефть — порода». Установлено, что с увеличением
полярности и плотности нефти, содержания в ней асфальтенов
и смол повышают эффективность метода по сравнению с обыч-
ным заводнением. Однако этот метод не рекомендуется приме-
нять при высокой вязкости нефти (более 50 мПа-с).
Преимущество метода заводнения растворами ПАВ заключа-
ется в том, что для его реализации не требуется существенная
реконструкция в системе поддержания пластового давления. Она
дополняется узлом затворения ПАВ и насосами для дозирова-
ния раствора перед подачей его в скважины. Добавление к во-
де ПАВ улучшает нефтевытесняющие свойства воды при
увеличении фазовой проницаемости породы для нефти. Отрын
208
нефти от породы обусловливается ад юрбцией ПАВ на породе.
По мере адсорбции ПАВ на породе водный раствор в процессе
движения в глубь пласта обедняется химическими реагентами,,
что приводит к образованию непосредственно на контакте нефти,
и вытесняющего раствора вала неактивной воды. Закачка раст-
воров ПАВ в неоднородные пласты может снижать эффектив-
ность проявления капиллярных сил, удерживающих нефть в
мелких порах. Таким образом, в пластах при закачке водных
растворов ПАВ могут протекать два противоположных процес-
са: с одной стороны, процесс направленный на отмыв нефти,
с другой — на удержание нефти за счет капиллярных сил. Соот-
ношение между этими процессами определяет конечную нефте-
отдачу, которая обычно не превышает 10%.
Эффективность заводнения растворами ПАВ резко снижает-
ся с увеличением обводненности пласта. Поэтому предпочтитель-
нее применение метода с самого начала заводнения пласта.
Также выявлено, что адсорбция ПАВ (например ОП-Ю) на
поверхности породы существенно снижает эффективность про-
цесса. Повышение эффективности использования этого метода
заводнения связывается с поиском новых ПАВ.
Заводнение мицеллярными растворами. Более совершенны-
ми по сравнению с растворами ПАВ и другими применяемыми,
при заводнении реагентами, с точки зрения нефтевытесняющей
способности, следует считать мицеллярные растворы (микро-
эмульсии), так как при заводнении ими продуктивных пластов
используется преимущество смешивающегося вытеснения. При-
этом граница раздела между закачиваемыми и пластовыми
жидкостями отсутствует, так как мицеллярные растворы смеши-
ваются без фазового разделения и с водой, и с нефтью.
В результате применения мицеллярных растворов уменьша-
ется натяжение между пластовыми жидкостями и жидкостью
заводнения. Мицеллярные растворы применяются для улучшения
проницаемости для воды или нефти соответственно в нагнета-
тельных или добывающих скважинах.
Мицеллярные растворы представляют собой мелкодисперс-
ную систему воды в углеводородной жидкости, стабилизирован-
ную с помощью ПАВ.
Мицеллярные растворы готовят на основе углеводородного
сырья (стабилизированный газолин, сжиженные нефтяные га-
зы, растворимые масла), в качестве активного вещества исполь-
зуют нефтяные сульфокислоты. К числу основных компонентов
мицеллярных растворов относится вода или водные растворы
(газопропиловый, нормальный или вторичный бутиловый спир-
ты, кетоны, эфиры).
Заводнение с использованием мицеллярных растворов — бо-
лее сложный и дорогостоящий процесс, чем обычное заводнение.
Поэтому применению мицеллярных растворов должно предше-
14—1020
209
ствовать более тщательное изучение и технико-экономическое
обоснование выбираемого объекта разработки.
Под заводнение с использованием мицеллярных растворов
следует выбирать объекты с высокой начальной нефтенасыщен-
ностью. Вязкость пластовой нефти должна быть невысокой, так
как при этом обеспечивается равномерное перемещение раство-
ра по пласту. При заводнении с использованием мицеллярных
растворов создается оторочка из раствора, которая в последую-
щем проталкивается водой. Для предупреждения разрушения
оторочки в связи с преждевременными прорывами воды в ре-
зультате неустойчивого вытеснения жидкости (нефти) с суще-
ственно большей вязкостью перед образованием оторочки
мицеллярного раствора предварительно создается буферная
оторочка загущенной воды (вода, загущенная полимерами).
Как показывают лабораторные исследования и промысловый
опыт использование мицеллярных растворов в качестве вытес-
няющих жидкостей позволило достичь коэффициента вытеснения
на участках пласта, охваченных заводнением, 60—90%.
Заводнение растворами щелочей. Метод основан на сниже-
нии поверхностного натяжения на границе нефти с раствором
щелочи, а также на способности щелочных растворов образовы-
вать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладая более
высокой вязкостью способствуют выравниванию подвижностей
(й/цВн) вытесняемого и вытесняющего агентов. С ростом в неф-
тях содержания органических кислот эффективность метода
повышается, что обусловлено уменьшением поверхностного на-
тяжения на границе «нефть — щелочный раствор». Рекоменду-
ется использование щелочных растворов для нефтей высокой
вязкости и неоднородных пластов. Следует ожидать обнадежи-
вающие результаты в послойно-неоднородных пластах. Область
применения метода ограничивается при наличии в пластовых
водах ионов Са2+. При взаимодействии щелочи с ионами Са2+
образуется хлопьеподобный осадок, закупоривающий поры.
Вытеснение нефти газом высокого давления. Метод заключа
ется в создании в пласте оторочки легких углеводородов на
границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося
вытеснения нефти. Технология разработки нефтяных залежей,
основанная на вытеснении нефти смешивающимися с ней жид-
костями и газами, — результат развития способов поддержания
пластового давления путем закачки газообразных агентов. При
вытеснении нефти газом некоторое ее количество удерживается
в порах коллектора капиллярными силами. Изыскания, направ-
ленные на повышение эффективности технологии закачки газа,
привели к идее смешивающегося вытеснения, когда между вы-
тесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капилляр-
ные эффекты. Происходит экстракция нефти вытесняющим
агентом.
210
Применительно к различным пластовым системам были раз-
работаны и опробированы следующие технологические схемы,
повышения нефтеотдачи:
закачка газа высокого давления;
вытеснение нефти обогащенным газом;
вытеснение нефти оторочкой из углеводородных жидкостей с
последующим продвижением ее закачиваемым сухим газом.
Лабораторными исследованиями и опытными работами уста-
новлено, что взаимная смешиваемость нефти и газа без пред-
варительного обогащения газа тяжелыми углеводородами,
(СгНб и выше) может происходить при высоком давлении*
(15 МПа и выше), поэтому режим газа высокого давления при-
годен для глубокозалегающих залежей нефти (свыше 1500 м).
Процесс лучше осуществлять в пластах с легкими, маловязкими
нефтями. При предварительном обогащении газа тяжелыми уг-
леводородами (бутан-пропановая фракция газа) или предвари-
тельной закачке легких углеводородных систем можно разраба-
тывать объект, залегающий на меньшей глубине. Объем ото-
рочки углеводородного растворителя может составлять 2—5%.
от объема пор пласта и определяется при расчете технологиче-
ских параметров процесса. При закачке газа в пологозалегаю-
щие пласты отмечается неравномерность вытеснения, обуслов-
ленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому для
закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты
с большими углами залегания, рифовые и куполообразные за-
лежи. Закачка газа высокого давления находит применение в*
пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по
технико-экономическим условиям не эффективно. Отрицательное
влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность,
пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый
газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вы-
теснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, по-
пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих,
скважин, снижая общую эффективность вытеснения.
Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне сме-
шивающегося вытеснения может достигать 90—95%. Однако за
счет низкой вязкости растворителей (по сравнению с вязкостью1
нефти) коэффициент охвата пласта вытеснением растворителя-
ми обычно ниже, чем при вытеснении водой.
С целью предупреждения фазовой и вязкостной неустойчи-
вости при вытеснении нефти газом высокого давления прибега-
ют к попеременной закачке газа и воды.
Заводнение с углекислотой. Метод основан на том, что диок-
сид углерода (СО2), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем
и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде,
повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СО2 в нефти
и воде ведет к выравниванию подвижности нефти (й/цн) и воды
14*
21Е
что создает предпосылки к получению более высокой
нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения,
так и коэффициента охвата. Противопоказаниями к применению
метода являются высокая минерализация пластовой воды и
особенно наличие солей кальция. Кроме того, не рекомендуется
применение углекислоты в пластах, нефти которых содержат
много асфальтосмолистых компонентов. При взаимодействии
углекислоты с солями кальция и асфальтосмолистыми вещест-
вами выпадает твердый осадок, способный закупорить поры
пласта. Эффективность углекислотного воздействия зависит от
степени обводнения пласта. С ростом обводнения эффективность
метода снижается.
Диоксид углерода может подаваться в пласт по следующим
технологическим схемам:
в виде водного раствора заданной концентрации — карбони-
зированная вода;
разовой оторочки реагента, продвигаемой по пласту карбони-
зированной или обычной водой;
чередующихся оторочек диоксида углерода, продвигаемых по
пласту закачиваемой водой.
Закачиваемая карбонизированная вода на контакте с
нефтью обедняется диоксидом углерода, который переходит в
нефть. В дальнейшем нефть вытесняется водой с низким содер-
жанием реагента, что существенно снижает эффективность про-
цесса. При создании же разовой оторочки СО2 с проталкивани-
ем ее водой в связи с тем, что жидкий СОг обладает малой вяз-
костью, отмечается вязкостная неустойчивость в перемещении
водонефтяного контакта'*с прорывом оторочки в добывающие
скважины. Попеременной закачкой СО2 и воды создается не-
сколько чередующихся оторочек. Растворение углекислоты в
нефти и воде снижает отрицательный эффект в вязкостной
неустойчивости при перемещении ВНК. Поэтому более предпоч-
тителен метод чередующейся закачки углекислоты и воды.
Метод апробирован на Александровской площади Туймазин-
ского месторождения с обнадеживающими положительными
результатами.
Учитывая сложность в транспортировке СОг, а также требо-
вания охраны окружающей среды, проектирование разработки
залежей нефти следует ориентировать на поставки СО2 от близ-
ко расположенных производителей углекислоты.
Сернокислотное заводнение. В основе применения концент-
рированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пла-
стов лежит комплексное воздействие этого реагента как на
минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть
и погребенную воду.
Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматически-
ми углеводородами нефтей приводит к образованию сульфокис-
212
.лот в количестве 5—7% от массы нефти, которые являются
анионами ПАВ и способствуют улучшению извлечения нефти из
пор пласта. Как показали лабораторные эксперименты, при
вытеснении нефти из пористых сред оторочкой серной кислоты
коэффициент вытеснения возрастает на 13—15% по сравнению
с обычным заводнением. Столь высокая эффективность обуслов-
лена не только образованием из нефтей ПАВ, но и тем, что при
химическом взаимодействии сульфат-ионов с солями кальция,
составляющими минералогическую основу породы, образуется
малорастворимый в воде сульфат кальция — гипс. Кристаллы
гипса частично закупоривают поры пласта, промытые водой,
направляя последующие порции воды в поры, заполненные
нефтью. Это приводит к повышению охвата пласта вытеснени-
ем. Были выявлены и другие эффекты, способствующие улучше-
нию вытеснения нефти при сернокислотном воздействии, а имен-
но, разбавление в пласте концентрированной кислоты погребен-
ной или ранее закачанной водой сопровождается выделением
тепла. Расчеты показывают, что при разбавлении 1 т кислоты до
0,5%-ной концентрации выделяется 620 тыс. кДж тепла.
Взаимодействие серной кислоты с терригенными породами при-
забойной зоны пласта приводит к увеличению их проницаемости,
что наряду с выпадением гипса в глубине пласта обусловливает
перераспределение градиентов давления в сторону их увеличе-
ния на фронте вытеснения. Кроме того, при взаимодействии
концентрированной серной кислоты с карбонатами породы об-
разуется углекислота в количестве 400 кг/т
СаСОз+Н25О4 = СаБСД+НгСОз.
Расчеты показывают, что при закачке серной кислоты обра-
зуется оторочка размером до 3% от объема пор пласта 4%-ного
раствора углекислоты (карбонизированной воды), которая, как
это было показано выше, обусловливает возрастание коэффици-
ента извлечения нефти за счет одновременного возрастания ко-
эффициентов вытеснения и охвата.
Способ сернокислотного заводнения предложен ТатНИПИ-
нефтью в 1962 г. и внедряется на Ромашкинском месторождении
с 1971 г. Достигнуты хорошие результаты в повышении нефте-
отдачи при одновременном сокращении количества извлекаемой
вместе с нефтью воды. По данным ТатНИПИнефти на 1 т кис-
лоты дополнительно добывается 30—50 т нефти, а приеми-
стость водонагнетательных скважин возрастает на 60—70%.
8.6. Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов
В связи с тем, что в десятой и одиннадцатой пятилетках от-
крыты крупные месторождения высоковязких нефтей, обретают
большую актуальность вопросы повышения их нефтеотдачи ис-
213
пользованием тепловых методов, когда в нефтепродуктивный
пласт вводится тепло. При этом вязкость нефти снижается, а
нефтеотдача увеличивается.
Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты
выделяют два направления: закачка в пласты пара и нагретой
воды и внутрипластовое горение.
Вытеснение нефти паром. Метод направлен на снижение вяз-
кости нефти при ее нагреве. Кроме того, важную роль при вы-
теснении нефти из пористой среды играет дистилляция легких
фракций нефти в газовую фазу. Эффективность способа зави-
сит, в первую очередь, от свойств пластовой нефти. Считается,
что метод целесообразно применять в пластах с вязкостью неф-
ти более 50 мПа-с. По имеющимся данным промысловых экспе-
риментов установлено, что лучшие результаты паротепловог»
воздействия получают в поровых коллекторах. Сильная неодно-
родность, трещиноватость, а также набухание глин пласта, как
результат взаимодействия с дистиллятом пара, — основные фак-
торы, ограничивающие область применения способа.
Эффективность способа снижается с уменьшением пористо-
сти и проницаемости пласта. Результаты исследований показы-
вают, что нижний предел пористости до использования метода
составляет 18—20%, проницаемости — около 0,1 мкм2. Увеличе-
ние толщины пласта положительно сказывается на повышении
эффективности метода. Однако при толщине пласта свыше 20 м
начинают проявляться гравитационные силы, что приводит к не-
которому снижению эффективности. На эффективность метода
существенное влияние оказывают теплопотери при закачке пара
с поверхности.
Изменение температуры с глубиной при закачке в пласты
пара или горячей воды с поверхности можно рассчитать по фор-
муле Э. Б. Чекалюка
КК(С) -КК(Г>
Т (z, /) = Г0+ГЯ-(М + Г)^[1-е' ^Ц-е
(8.13)
где То — температура нейтрального геотермического слоя; Г —
геотермический градиент; Н — глубина скважины; QH — расход
нагнетаемого теплоносителя; св — теплоемкость нагнетаемой
жидкости; X — коэффициент теплопроводности среды, окружа-
ющей ствол скважины; ДТо — превышение температуры тепло-
носителя над температурой нейтрального слоя; K(t) — функ-
ция времени
*(*)==-
1п
2л
(8.14)
с
214
где Q — температуропроводность породы; гс — радиус скважи-
ны; М — температурный градиент, обусловленный гидравличе-
скими сопротивлениями в стволе скважины,
— - 1 ) , (8.15)
св \ pgH / v '
где А — термический эквивалент механической работы (при рас-
четах обычно принимается А = 0,09806 Дж/(кг-см); р3 и /?у —
давления на забое и устье скважины; р — плотность жидкости.
Первое слагаемое в формуле (8.13) определяет возрастание
температуры в стволе скважины, обусловленное проявлением
геотермического градиента температур. Оно отвечает распреде-
лению температуры в стволе скважины, остановленной на дли-
тельное время. Второй член уравнения (8.13) определяет сниже-
ние температуры нагретой воды за счет теплопередачи в окру-
жающие породы. Третий член определяет дополнительный
нагрев стенок скважины за счет горячей воды.
При нагнетании в скважину горячей воды с постоянной тем-
пературой, т. е. A7’0 = const, может оказаться, что снижение
температуры, отвечающее второму члену, равно повышению
температуры, определяемому третьим членом, т. е. приращение
температуры погашается снижением ее за счет теплопередачи.
€ учетом этого условия можно рассчитать глубину, на которой
это происходит.
Приравнивая второе и третье слагаемые в формуле (8.13),
получаем
g°=w>41+ <8Лб>
По формуле (8.16) вычисляют глубину, на которой темпера-
тура нагнетаемого теплоносителя снижается до геостатической
температуры пласта. Из формулы (8.16) следует, что так как
время входит под знак логарифма, то положение точки Но по
глубине меняется очень медленно. Поэтому на применение ме-
тода повышения нефтеотдачи закачкой теплоносителя с поверх-
ности существуют ограничения по глубине скважин.
На рис. 8.8 показаны кривые изменения температуры по
стволу нагнетательной скважины при закачке горячей и холод-
ной воды, а также геотермическая кривая. Из этого рисунка
следует, что максимально допустимая глубина применения спо-
соба определяется точкой Но. Кроме того, температурная кривая
при закачке горячей воды имеет точку перегиба, после которой
происходит уменьшение температуры нагнетаемой жидкости по
мере увеличения глубины. Э. Б. Чекалюком эта точка названа
точкой инверсии температур. Она определяется по уравнению
215
(8.16) исследованием его на минимум функции T(z, t), из усло-
вия
^-=° н"=вд1"[1+т+тйг4<]- <8Л’>
Из сравнения формулы (8.16) и (8.17) следует, что при Л4 = 0
они совпадают. При этом гидравлические сопротивления в
стволе скважины отсутствуют, т. е. (р3—py)/(pgZ/).= 1. Но, так
как обычно (рз—Py)/ (pgH) <1, то Л4<1, а НИ<НО.
При сравнении расчетов по формулам (8.16) и (8.17)
Э. Б. Чекалюком показано, что при нагнетании воды в количе-
стве Q = 5000 кг/ч, нагретой до 100 °C или ДГо = 80°С в скважи-
ну радиусом гс=0,1 м в случае геотермического градиента Г =
= 0,03 град/м, М = 0,003 град/м и Х= 16,72 кДж/(м-с-К), Яо =
= 2800 м; Яи=1600 м.
Таким образом, из расчетов видно, что эффективное нагне-
тание теплоносителя в заданных условиях определяется глуби-
ной до 1600 м.
Инверсия температурной кривой (см. рис. 8.8,. кривая 3)
для случая нагнетания холодной воды отсутствует,, поэтому хо-
лодная вода охлаждает ствол скважины на всем интервале,
включая пласт, в который проводится закачка воды.
С ростом глубины скважины теплопотери в среду, окружаю-
щую ствол скважины, возрастают, поэтому прим-енеиие способа
ограничивается глубиной скважин в 1000—1200 м.
Наряду с использованием пара, находит применение метод
нагрева пласта с горячей водой (до 200°C). Закачка теплоноси-
телей (перегретого пара или горячей воды) в пласт обязатель-
на при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти
которых высокопарафинистые и пластовая температура близка
к температуре начала кристаллизации парафина. После предва-
рительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения
нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины
можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зон про-
грева и последующего охлаждения определяются термогидроди-
намическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания
горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя,
а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя
и др. Метод закачки горячей воды находит применение на место-
рождениях Жетыбай и Узень (Казахская ССР).
Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при
внутрипластовом горении осуществляется нагнетанием в пласт
воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод полу-
чил наименование «сухого» внутрипластового горения, во вто-
ром— «влажного» внутрипластового горения.
Суть метода внутрипластового горения при разработке зале-
жей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту
216
Рис. 8.8. Изменение температуры
по стволу скважины:
1 — при отсутствии закачки; 2 — при
закачке горячей воды; 3 — при закачке
холодной воды
зона горения движется на-
высокотемпературной зоны срав-
нительно небольших размеров, в
.которой тепло генерируется в ре-
зультате экзотермических реак-
ций между частью содержащейся
в пласте нефти и кислородом на-
гнетаемого в пласт воздуха.
Метод внутрипластового горе-
ния подразделяют по направле-
нию движения окислителя и ис-
точнику топлива для поддержа-
ния окислительных реакций в
пласте.
Процесс внутрипластового го-
рения имеет следующие разно-
видности по направлению движе-
ния окислителя:
прямоточный процесс внутри-
пластового горения и окислителя
совпадают;
противоточный процесс, когда
встречу потоку окислителя.
По источнику топлива для поддержания окислительных реак-
ций в пласте внутрипластовое горение различают на:
процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топли-
во для поддержания горения получается только из находящейся
в пласте нефти);
процесс с вводом в пласт дополнительного топлива, которое
в определенных условиях компенсирует недостаток в образова-
нии топлива непосредственно из пластовой нефти.
В настоящее время наиболее изучен и широко применяется
на нефтяных месторождениях прямоточный процесс внутрипла-
стового горения без ввода в пласт дополнительного топлива.
Прямоточный процесс внутрипластового горения, как и лю-
бая его разновидность, начинается с создания в призабойной
зоне пласта нагнетательных скважин фронта горения. После
того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направ-
лению от нагнетательной скважины к добывающим можно вы-
делить несколько характерных зон (рис. 8.9).
Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения
размещается выжженная зона 1. При нормальном течении про-
цесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей
порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне пос-
ле прохождения фронта горения может оставаться нефтенасы-
щенность 2, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подош-
ву температура в этих частях может оказаться недостаточной
для воспламенения топлива. Лабораторными и промысловыми
217
Рис. 8.9. Принципиальная схема внутрипластового горения
наблюдениями установлено, что зона фронта горения 3 имеет
сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кров-
ли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения
в поровом пространстве породы движется зона 4 коксообразо-
вания и испарения сравнительно легких фракций нефти и свя-
занной воды. Нагрев этой области пласта осуществляется за
счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами
воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура
в этой зоне падает от температуры горения до температуры
кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении.
Перед зоной испарения движется зона 5 конденсации паров-
воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения
смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона 6 жид-
кого горячего конденсата нефти и воды. Температура хв зоне 6
снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди
зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной
вал» 7 (зона повышенной нефтенасыщенности) при температу-
ре, равной пластовой.
Последняя зона 8 — зона нефти с начальной нефтенасыщен-
ностью и пластовой температурой, через которую фильтруются
оставшиеся газообразные продукты горения.
Условие функционирования прямоточного процесса внутри-
пластового горения сводится к тому, что количество образовав-
шегося в пласте кокса должно составлять 17 кг и более на 1 м5
породы, скорость движения в пласте закачиваемого воздуха
должна быть больше скорости движения очага горения (при на-
рушении этого условия возможно противоточное горение).
218
Кроме названных критериев, при выборе месторождений для
проведения внутрипластового горения необходимо руководство-
ваться следующим:
Плотность нефти, кг/м3 ...................... 825—990
Вязкость нефти, мПа-с........................Более 10
Толщина пласта, м............................3—20
Пористость, %................................Более 20
Проницаемость, мкм2..........................Более 0,1
Глубина залегания пласта, м..................До 900
В последнее время с неплохими результатами проводят опыт-
но-промышленные работы по влажному внутрипластовому го-
рению, суть которого заключается в том, что одновременно с
воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду.
Очаг горения после себя оставляет нагретую породу, тепло ко-
торой при обычной схеме используется лишь частично на нагре-
вание воздуха. При добавлении воды оставшееся тепло можно
использовать на ее нагрев и испарение. Испарившаяся вода
проходит через фронт горения, не оказывая существенного
влияния на процесс горения. Достигнув же зоны конденсации
5 водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны
и количество тепла в ней. Скорость перемещения нефти от
нагнетательной скважины к добывающей при влажном горении
выше.
Другой важной особенностью влажного горения является то,
«то пластовая температура в зоне горения существенно ниже,
чем при «сухом» горении. Это предупреждает пережег пород,
слагающих пласт, что нередко служит причиной прекращения
внутрипластового горения, так как после высокотемпературной
обработки порода при контакте с водой вспучивается, снижая
приемистость скважиной воды и воздуха.
Расчеты процесса разработки залежи нефти при внутрипла-
стовом горении включают определение количества нагнетаемого
воздуха и воды, количества добываемой нефти, нефтеотдачи и
сроков разработки использованием уравнений материального и
теплового баланса, а также уравнений гидрогазодинамики.
Покажем решение задачи по определению технологических
показателей на примере элемента пятиточечной системы, следуя
методике, показанной И. Д. Амелиным.
Общее количество воздуха, требующееся для выжига пласта,
(?В03Д = О^Рпл^ВОЗД 1 (8.18)
где а — коэффициент охвата пласта горением по объему прини-
мается равным произведению коэффициента охвата пласта по
площади на коэффициент охвата по толщине (a=asa,h), которые,
в свою очередь, могут приниматься равными as = 0,626 и ад =
= 0,6—0,7; Уил — поровый объем пласта; у — коэффициент ис-
219
Рис. 8.10. Зависимость скорости
перемещения фронта горения от
толщины пласта.
При содержании кокса в поро-
де, кг/м3:
/ — 32; 2 — 24; 3 — 20; 4 — 19,2; 5—18,4
пользования воздуха; дВ03Я — ко-
личество воздуха для выжигания-
кокса в 1 м3 пласта
0возд = //12. (8.19)
Здесь q— количество коксового'
остатка, образуемого в пласте
из нефти при ее нагревании; 12 —
удельный расход воздуха на сжи-
гание 1 кг коксового остатка.
Количество q определяется опыт-
ным путем.
Для функционирования очага:
горения по прямоточной схеме
необходимо обеспечить подачу
воздуха в таком объеме, чтобы
скорость перемещения фронта-
горения в пласте была бы не ни-
же минимально допустимого ее значения. Последняя определя-
ется на основании уравнений теплового баланса для фронта
горения с учетом количества кокса в породе и теплопотерь в-
кровлю и подошву пласта (рис. 8.10).
Для обеспечения надежности функционирования очага горе-
ния скорость перемещения в расчетах принимают в 3 и более-
раза выше минимально допустимой скорости, т. е.
0)ф — ф(Оф min?
(8.20)
ф — назовем коэффициентом надежности функционирования;
фронта горения. С другой стороны, скорость перемещения фрон-
та определяется из условия
®Ф= Ктпр/(2л/гЭф0'воздГ'ф), (8.21)'
где /гЭф — эффективная толщина пласта; г'ф — радиус фронта
горения; Ктпр— предельный темп нагнетания воздуха, опреде-
ляемый для пятиточечной системы по формуле
г;» = , (8 22>
pr.„( 2.31g-------1,233)
где k3 — эффективная проницаемость для воздуха; рзн, рзд—
давление на забое нагнетательной и добывающей скважин; а —
расстояние от нагнетательной до добывающей скважины; гс —
радиус скважины; Тпл — температура пласта, К; ц — вязкость
воздуха.
Из формулы (8.22) следует, что предельный темп нагнетания
достигается при максимальном давлении нагнетания установ-
ленного компрессора и минимально допустимом снижении за-
220
бойного давления в добывающих скважинах. Отметим, что
значение забойного давления в нагнетательных скважинах так-
же ограничивается. Не допускается ведение процесса при давле-
нии на забое выше горного давления или при давлении, приво-
дящем к раскрытию трещин в пласте, так как это обусловливает
неравномерность процесса вытеснения.
Из (8.20), (8.21) и (8.22) получим
7,4Мр|н-р1д) 105
Гф--------------------j Г-
2лдВОЗд<р<Оф minP'T' ( 2,3 1g Г(,Г^ 1,238)
а2
(8.23>
Если задача решается для конкретных условий разработки,,
когда расстояние между нагнетательной скважиной и добываю-
щими уже известно, a p3s и рзя предопределены ранее проведен-
ными исследованиями и установленным оборудованием, то-
непосредственно из (8.23) рассчитывается радиус выжженной
зоны пласта г'ф, до которой очаг горения будет функциониро-
вать надежно. Следует отметить, что радиус фронта горения,,
определенный по (8.23) должен корректироваться исходя из
выполнения условия г'ф^0,25; йф^0,15 м/сут; <0ф>3 йф nim-
Рассчитанное и скорректированное значение Гф' отвечает
первому этапу осуществления процесса, когда в нагнетательнук>
скважину закачивают только воздух. В зоне пласта, ограничен-
ной радиусом г'ф, накапливается тепло, которое лишь частично
используется на нагрев воздуха, поэтому второй этап разработ-
ки начинают вводом в предварительно разогретую зону вместе
с воздухом воды. При добавлении воды оставшееся тепло рас-
ходуется на ее нагревание и испарение. Через фронт горения
вода проходит в паровой фазе, не оказывая влияния на процесс
горения. Достигнув оторочки горячих жидких продуктов (зона
6), пар конденсируется, способствуя увеличению количества теп-
ла, которое выделяется в этой области. Скорость перемещения
оторочки нагретых жидкостей возрастает, она быстрее достига-
ет добывающих скважин, благодаря чему продолжительность
разработки сокращается.
Определив по (8.23) г'ф, по формуле (8.22) вычисляют пре-
дельный темп нагнетания Етпр. Продолжительность периода раз-
работки при выжиге пласта с образованием фронта г'ф рассчи-
тывают по формуле
Г=г'ф/®ф. (8.24)
Нефтеотдача на участке пласта, охваченном горением,
т/ = 1 —, (8.25>
Лн
где sH — нефтенасыщенность в начале осуществления процесса;
«о = -^-; *тк = з0 У°Дт<?г . (8.26).
° pHm ° Qn v
221
Рис. 8.11. Зависимость коэф-
фициента охвата по площади
as от параметра ia
Здесь q — количество кокса в поро-
де, кг/м3; рн — плотность пластовой
нефти, кг/м3; т — пористость, доли
единицы; Уост— удельный расход
окислителя (воздуха) обычно рав-
няется 12—15 м3/кг; Qr — удельная
теплота сгорания получаемых газо-
образных продуктов; QH — удельная
теплота сгорания пластовой нефти.
Коэффициент нефтеотдачи для
всего участка пласта пятиточечной
системы разработки к моменту до-
стижения фронтом горения величи-
ны г'ф определяют по формуле
т] = ала«т)'4-т)" (1 — аяа$),
(8.27)
где ад — коэффициент охвата пласта по толщине; as — коэффи-
циент охвата пласта по площади; т/'—нефтеотдача в зоне, не
охваченной фронтом горения, получаемая в результате тепло-
проводного нагрева породы и нефти (обычно принимается рав-
ной 0,4). Коэффициент охвата по площади определяется по гра-
фику (рис. 8.11) в зависимости от параметра za, который вычис-
ляют по формуле
1а— КтпР/ (йЛэ<Оф<7возд) .
(8.28)
Здесь а — расстояние между нагнетательной и добывающей
^скважинами, м.
Так как при внутрипластовом горении основное количество
нефти получаем за счет вытеснения ее оторочкой горячих жид-
ких продуктов (зона 6 на рис. 8.9), то при достижении оторочки
добывающих скважин горение можно прекратить, перестав за-
качивать воздух. Положение зоны нагретых нефти, конденсата,
воды в зависимости от фронта горения определяется по фор-
муле
го — ГФ J,' ^пр
спрРпр9возд
сплРпл^г
(8.29)
где бпр — суммарное количество смеси газообразных и жидких
(кроме нефти) продуктов в любой момент времени; с1гр, рпр —
удельная теплоемкость и плотность этой смеси в газообразном
состоянии; спл, Рпл — удельная теплоемкость и плотность пласта,
насыщенного водой; GT — суммарное количество воздуха, зака-
чанного в пласт на тот же момент времени.
Если принять, что смесь состоит из азота, паров реакционной
воды, паров связанной воды и паров воды, подаваемой вместе
222
с нагнетаемым воздухом при «влажном» горении, то количества
смеси в любой момент времени можно подсчитать по формуле
GnP = 0,79 VTpNa + —-^-sBmpB-}-|/TepB, (8.30>
<?ВОЗд12-|-П ?возд
где VT — средний объемный расход воздуха за время t, м3/сут;
Pn2> Рв —плотность соответственно азота и воды, кг/м3; п —
отношение водорода к углероду в коксовом остатке; sB — водо-
насыщенность; е — отношение объема поданной воды к объему
поданного воздуха, доли единицы; у — коэффициент использо-
вания воздуха, который обычно принимают равным 0,9.
Плотность и удельную теплоемкость смеси в формуле (8.29)
определяют так
рпр ------PH20PN2------. (8,31>
3n2Ph2o+3h2oPn2
i"
спр ^N27n2 Н др 7н2о, (8.32^
где </n2 — массовая доля азота в смеси
7N2 ~ 0,79VTpN2/Gnp; (8.33)>
<7н2о— массовая доля водяных паров в смеси
VTy Sqn Утг/
'---ЩйДГ +7------«в^Рв + ^ерв
дно = g-BOig- , (8.34>
ЬПР
Cn2 — удельная теплоемкость азота, кДж/(кг-°С); L" — удель-
ная энтальпия насыщенного пара, соответствующая среднему
давлению между рн и ря, кДж/кг; А7— разность между пласто-
вой температурой пара и начальной пластовой температурой.
Из формулы (8.29) следует, что отношение г0/гф не зависит
ст времени. Поэтому, рассчитав по формуле (8.29) отношение
г0/гф для периода I' при Гф = г'ф, определим Гф для г0 = а.
Объем выжженной зоны для момента прорыва оторочки в
добывающие скважины, когда г0 = а, определяется по формуле
Vr = sraa/z3, (8.35)
где аь — охват пласта горением по толщине; Sr — площадь вы-
горевшей зоны
S = л^гФ~гф) а2-аЯ-(д-гф)гф,1
а~гФ
где as— коэффициент охвата по площади, находится по рис. 8.11
и формуле (8.28).
При выводе формулы полагали, что на участке пласта в
пределах площади, определяемой радиусом г'ф, коэффициент
225
охвата площади очагом горения равен единице, а в пределах
площади, ограниченной радиусом г$ = а, определяется по рис.
• 8.11. Площадь выгоревшей зоны для Гф находится линейной ин-
терполяцией между первой и второй площадями по радиусу.
Суммарное количество воздуха, необходимое для выжига-
ния объема пласта 1/г,
<2возд = <7воздК- • (8.37)
У
Заметим, что при наличии результатов промысловых исследо-
ваний по определению коэффициентов охвата пласта по толщи-
не и площади для расчета Vr удобнее пользоваться формулой
(8.35).
Время, необходимое для осуществления процесса (от момен-
та начала закачки в пласт воздуха до подхода оторочки нагре-
тых жидкостей к добывающим скважинам), вычисляется по
формуле
<?возд-<?;Озд_, , ,838)
уПр 1 ’ ' '
где (?'возд — количество воздуха, закачанное в пласт за первый
шер иод,
<Э'В03Д= у КТ"РГ. (8.39)
Объем извлекаемой нефти за весь период разработки
Уин = 2а2/гэ8пТ). (8.40)
Среднее количество воздуха, затраченное на извлечение 1 м3
нефти,
Гвозд = Овозд/^ин- (8.41)
Средний дебит нефти на одну добывающую скважину
9k = Vhh/(^), (8.42)
где W— число добывающих скважин. Для пятиточечной систе-
мы разработки W=4.
8.7. Методика оценки эффективности
при применении методов повышения нефтеотдачи
Для определения эффективности методов повышения нефте-
отдачи проводят гидродинамические, геофизические и другие
геолого-промысловые исследования нагнетательных и добываю-
щих скважин до начала и в процессе осуществления мероприя-
тия.
224
Объем и виды промысловых исс <едований устанавливаются
в зависимости от применяемого способа повышения нефтеотда-
чи. Главными видами являются снятие индикаторных кри-
вых добывающих и нагнетательных скважин, замеры устьевого
и забойного давлений, дебитов нефти, воды и приемистости
нагнетательных скважин, отбор и исследование проб нефти,
газа и воды.
Наиболее важно в оценке эффективности методов установ-
ление прироста в добыче нефти, получаемой за счет внедряемо-
го метода повышения нефтеотдачи. Эта задача решается
сравнением фактически полученной добычи нефти с ожидаемой
без осуществления метода повышения нефтеотдачи. Заметим,
что эта задача может решаться по отдельным скважинам или
группе скважин, на которых выявлено возрастание добычи в
связи с проведением мероприятия повышения нефтеотдачи.
Задача оценки прироста в добыче нефти решается в несколь-
ко этапов.
1. По результатам добычи нефти за период, предшествующий
осуществлению мероприятия, строится график, характеризую-
щий изменение добычи нефти во времени.
Если оценивается прирост добычи нефти по группе скважин,
то строится график, показывающий изменение дебита на отрабо-
танный скважино-день во времени.
Дебитом на отработанный скважино-день называется отно-
шение добычи всех (группы) скважин к фактическому отрабо-
танному всеми скважинами времени.
2. К полученной кривой изменения фактической добычи во
времени подбирается теоретическая формула, по которой рас-
считывается теоретическая кривая.
Продлением теоретической кривой на период проведения
мероприятия повышения нефтеотдачи устанавливается ожидае-
мая добыча из скважины без проведения мероприятия.
При выборе формул для прогноза добычи нефти по дебиту
на отработанный скважино-день чаще используются зависимости
вида
9н(0=а/-6; (8.43)
qH(t) = qoe~ct, (8.44)
где а, Ь, с — постоянные коэффициенты, определяемые обработ-
кой фактической кривой; — дебит на отработанный скважино-
день на начало периода, предшествующего проведению метода
повышения нефтеотдачи.
Если для математического описания фактических результа-
тов используется формула (8.43), то постоянные коэффициенты
а и b вычисляются из системы уравнений
2 1g <?н (0 =п 2 Ig а — b 2 Ig t',
(8.45)
15—1020
225
Значения сумм определяется обработкой первичных материа-
лов с использованием статистических таблиц.
Для оценки степени точности составленного уравнения рас-
считывается коэффициент корреляции, который может изме-
няться от 0 до —1 для нисходящих кривых и от 0 до +1 для
восходящих кривых. Чем ближе коэффициент корреляции к еди-
нице, тем правильнее подобрана теоретическая формула
г..: S Ig gH (0 Ig 1g <ср Ig fa (*cp)
(8.46)
где rt—коэффициент корреляции; n — число строк статистиче-
ской таблицы; одн«) и щ — средние квадратические отклонения
фактических данных от средних их значений на рассматривае-
мом интервале времени. Среднее квадратическое отклонение
показывает колеблемость параметра около среднего значения
_ -1 /"S[lgfaW—Igfa^cp)]2.
%«) = у ----------п--------»
г____________ (8.47)
/2(lgt-lgicp)2
~ V -------п-----’
где lg<7H(^cp) и Ig tcp — среднее арифметическое из всех значе-
ний логарифмов </н(0 и t.
3. Сравнением фактических результатов по добыче нефти,
полученных после проведения мероприятий повышения нефте-
отдачи, с теоретическими данными, рассчитанными с использо-
ванием формулы (8.43), устанавливается прирост в добыче
нефти.
Накопленная добыча нефти, полученная за счет проведения
мероприятия определяется площадью между фактической и
теоретической кривыми. Имеются и другие методы определения
прироста в добыче нефти за счет применения методов повыше-
ния нефтеотдачи, в которых используются суммарные показате-
ли по добыче нефти и воды. Вид математической зависимости
между суммарными показателями добычи нефти и воды выби-
рается по возможности простым, чтобы отображение этой зави-
симости приводилось к линейному виду. Наиболее часто исполь-
зуются зависимости вида Qs=f(lgQ®) или QH=f(l/VQ>«), где
QH—накопленная добыча нефти; Q-,,s— накопленная добыча
жидкости (нефть + вода).
Графики этих зависимостей показаны на рис. 8.12. В нефте-
промысловой технической литературе они получили наименова-
ние характеристик вытеснения.
Изменение гидродинамической обстановки в пластах, как
результат внедрения методов повышения нефтеотдачи, сопро-
вождающийся возрастанием добычи нефти, отражается на
характеристиках вытеснения переломом в линейном развитии
226
Рис. 8.12. Характеристики вытеснения
кривых. По отклонению прямой, характерной для периода,
предшествующего применению методов повышения нефтеотда-
чи, от прямой, получаемой после внедрения этих методов, оп-
ределяется увеличение добычи нефти за счет применения мето-
да повышения нефтеотдачи. На рис. 8.12 возрастание добычи
нефти отмечено знаком AQH.
Расчет прироста в добыче нефти — основа для определения
экономической эффективности мероприятий по повышению неф
теотдачи с оценкой себестоимости добычи нефти, прибыли, при
веденных затрат.
Пример. Наблюдением за состоянием разработки месторождения до
проведения мероприятий повышения нефтеотдачи и после внедрения выявле-
ны изменения в добыче нефти. Определить прирост добычи нефти, если внед-
рение мероприятия повышения нефтеотдачи началось на девятом месяце с
начала наблюдения за дебитом нефти. Результаты наблюдений за дебитом
приводятся в табл. 8.1, столбцы 1, 2.
Выполнив расчет логарифмов и сумм по табл. 8.1, подставляем значе-
ние сумм в формулу (8.45), после чего получаем
17,7458=81g а — 6 4,6054; |
10,0226=4,6054 1g а — 6 3,3043. J
Решая систему уравнений (8.48), получаем 1g а=2,3885, 6=0,29584, а=
= 244,625. Следовательно, уравнение, описывающее изменение дебита во вре-
мени за период до осуществления мероприятия по повышению нефтеотдачи,
будет иметь вид
?„(/) =244,625 /-0.2853
(8.49)
227
15'
Таблица 8.1
Период на- блюдения, месяц, t Средняя до- быча нефти на одну сква- жину за месяц, т, 4н<0 1g <?„(*) lg t lg t lgH(O (lg
1 237 2,3747 0 0 0
2 208 2,3181 0,301 0,6977 0,0906
3 183 2,2625 0,4771 1,0792 0,2276
4 160 2,2041 0,6021 1,327 0,3625
5 148 2,1703 0,699 1,517 0,4886
6 139 2,143 0,7782 1,6677 0,6056
7 141 2,1492 0,845 1,8161 0,714
8 133 2,1239 0,903 1,9179 0,8151
9 10 128 132 Начало внедрения метода повышения нефтеотдачи
11 134
12 139
13 158
14 144
15 142
16 138
п=16 S 17,7458 4,6054 10,0226 3,3043
По уравнению (8.49) рассчитаны теоретические значения добычи нефти
за анализируемый интервал времени и определено увеличение добычи нефти
за счет проведения мероприятия. Результаты сведены в табл. 8.2.
Накопленный прирост дополнительной добычи нефти определяется сум-
мированием по месяцам. Он равен 261,71 т (см. табл. 8.2). Результаты рас-
четов иллюстрируются рис. 8.13.
Для оценки степени достоверности выполненных расчетов вычисляется
коэффициент корреляции [см. формулу (8.46)].
Входящие в формулу (8.46) значения lg t, lg<7n(0, lg ^ср, lg?Hcp(7) и
суммы этих параметров рассчитываются использованием вспомогательной
табл. 8.3.
Используя данные табл. 8.3, находим значения at и а9н(«>
а t = ]/S(lgZ —lglcP)2/n== V0,65317/8=0,2857;
а9н((,=VS[lg<7H(0 -1g ?я(<сР)]2/п=VO,05823/8=0,08532.
После чего вычисляем коэффициент корреляции
_ S lg 11g 9н(0М —lg (ср 1g 9н((Ср) __
Г
= (10,0226/8-0,5757-2,2182)/ (0,2857-0,08532) =
= (1,2528—1,2770)/0,02438= —0,02422/0,02438 = —0,993.
Получено достаточно высокое значение коэффициента корреляции, что
указывает на хорошее совпадение фактических и теоретических результатов.
228
Таблица 8.2
Месяц t ?„фЦ) фак- тический, т ?„р(О рас- считанный, т 1 Прирост 1 добычи ^нр т Месяц t <7нф(0 фак- тический, т <7„р(0 Рас- считанный, т Прирост добычи ^нф ^Нр т
1 237 244,63 —7,63 9 128 127,71 0,29
2 208 199,28 8,72 10 132 123,79 8,21
3 183 176,75 6,25 11 134 120,35 13,65
4 160 162,33 —2,33 12 139 117,29 21,71
5 148 151,97 —3,97 13 158 114,55 43,45
6 139 143,99 —4,99 14 144 112,07 31,93
7 141 137,57 3,43 15 142 109,8 32,2
8 133 132,24 0,76 16 138 107,73 30,27 2261,71
Заметим, что приведенную задачу можно решать с использо-
ванием современных ЭВМ, для чего в машину вводят стандарт-
ную программу для выбора вида математической зависимости,
определения среднего квадратического отклонения и коэффици-
ента корреляции.
8.8. Мероприятия по охране труда и окружающей среды
при осуществлении методов повышения нефтеотдачи
При проведении работ по повышению нефтеотдачи должны
строго соблюдаться общие требования техники безопасности,
вытекающие из действующих правил и инструкций нефтегазодо-
бывающей промышленности. Так, все рабочие, вновь поступаю-
щие на предприятие или переводимые с одного участка работы
на другой, должны пройти производственный инструктаж по
технике безопасности. Содержание инструктажа должно охва-
тывать все виды работ, выполняемых конкретным работником
в пределах профессии, на которую он принят на работу.
Находясь на рабочих местах, рабочие должны пользоваться
установленной для них спецодеждой, обувью и индивидуальны-
ми защитными приспособлениями. Рабочие места и участки
работы должны оборудоваться указателями, предупреждающи-
ми рабочих об опасностях, а подвижные части механизмов
должны ограждаться специальными заградительными щитами.
Инструмент, которым пользуются рабочие при проведении ра-
бот, должен находиться в исправном состоянии.
Большинство методов повышения нефтеотдачи проводят при
высоких давлениях, а поэтому перед применением методов не-
обходима предварительная опрессовка всего оборудования и
трубопроводов при надлежащем достаточном оснащении всей
229
системы обвязки трубопроводов исправными приборами (мано-
метрами) .
При осуществлении поддержания пластового давления за-
качкой воды или газа на всех объектах системы ППД — кусто-
вые насосные станции, трубопроводы, скважины — должно быть
организовано наблюдение за состоянием их исправности. Не до-
пускается наличие утечек воды и газа. При обнаружении утечек
газа все работы в зоне возможной загазованности должны
быть прекращены. Не допускается проведение работ в системе
ППД при загрязнении рабочего места или прилегающей терри-
тории нефтью, при отсутствии должного освещения. Не допуска-
ется проводить ремонтные работы в системе ППД по замене
задвижек, контрольно-измерительных приборов и т. п. при на-
личии давления. При проведении ремонтных работ в насосных
или компрессорных станциях пусковые устройства двигателей
должны снабжаться плакатами «Не включать — работают лю-
ди». Если возникает необходимость Проведения работ на сква-
жинах с нефтегазопроявлением, то должны быть соблюдены
правила противопожарной безопасности. Работать следует, на-
ходясь с наветренной стороны, и использовать инструмент, не
создающий искр при соударении с оборудованием.
230
Таблица 8.3
1g ?Н(О 1g 11g <?н(0 ex □ to т — (1g t—1g icp)2 X”cx s tuO T s Cj- 3il
0 2,4747 0 —0,5757 0,33143 0,1565 0,02449
0,301 2,3181 0,6977 —0,2747 0,07546 0,0999 0,00998
0,4771 2,2625 1,0792 —0,0986 0,009722 0,0443 0,00196
0,6021 2,2041 1,327 0,0264 0,000697 —0,0141 0,000199
0,699 2,1703 1,517 0,1233 0,01520 —0,0479 0,002254
0,7782 2,143 1,6677 0,2025 0,04101 —0,0752 0,005655
0,845 2,1492 1,8161 0,2693 0,07252 —0,0690 0,004761
0,903 2,1239 1,9179 0,3273 0,10713 —0,0943 0,008892
24,6054 17,7458 10,0226 0,65317 0,05823
Среднее:
0,5757 2,2182
При проведении физико-химических методов повышения
нефтеотдачи в дополнение к общепромысловым требованиям ох-
раны труда добавляются требования по знанию правил в обра-
щении с химическими реагентами и дополнительные меры
безопасности при этом. Так, при заводнении пластов с использо-
ванием ПАВ рабочие должны быть обучены правилам обраще-
ния с растворами. Не допускается попадание раствора ПАВ на
тело и в глаза, поэтому при проведении работ рабочие должны
пользоваться защитными очками и резиновыми перчатками.
Не допускается стирка спецодежды в растворах ПАВ. Не до-
пускается разлив растворов ПАВ на территории нефтепромысла
и попадание их в озера, реки и т. п. При обнаружении утечек
растворов ПАВ в системе ППД закачка раствора незамедли-
тельно должна прекращаться.
Столь же строгие требования предъявляются к работающим
при использовании для целей повышения нефтеотдачи кислот
или щелочей. Если в результате прорыва трубопровода или
неисправности запорной арматуры произошел разлив химиче-
ских реагентов на территории промысла, то место, подвергшее-
ся загрязнению, должно быть обозначено щитами с предупреди-
тельными надписями и незамедлительно дезактивировано.
Дезактивацию можно проводить непосредственно на мест-
ности. Например, при разливе кислот дезактивацию осуществ-
ляют щелочью или гашеной известью, подавая их в места
скоплений кислоты. При разливах щелочей дезактивацию про-
231
водят разбавлением раствора щелочи подкисленной водой
Сложнее обстоит дело при разливе растворов ПАВ. В этом слу-
чае дезактивацию раствора на месте разлива произвести не уда-
стся, поэтому его собирают в емкости системы ППД и очищают
для последующего повторного использования. Если собранный
с поверхности раствор ПАВ нельзя по каким-то причинам пов-
торно использовать в системе ППД, то его дезактивируют био-
реагентами.
Применение полимерных растворов для повышения нефтеот-
дачи несопряжено с какими-либо дополнительными сложностя-
ми по сравнению с обычным заводнением, так как используемые
полимеры — нетоксичные вещества. Однако непосредственно
в пласте под действием температуры и бактерий они могут
деструктировать с образованием токсичных химических соеди-
нений. Поэтому в условиях полимерного заводнения необходи-
мы соблюдение мер,, предупреждающих засорение поверхности
земли, водоемов и рек сточными водами, и тщательный контроль
за составом сточных вод.
Меры безопасности и охраны окружающей среды при тепло-
вых методах повышения нефтеотдачи сводятся к следующему.
При закачке горячей воды и пара наряду с общими мерами
безопасности при работе с тепловыми источниками рабочие
должны быть обучены обращению с запорной и измерительной
аппаратурой, нагретой до высоких температур (100—200°C).
Кроме того, объекты теплоснабжения (печи, паровые котлы) —
источники загрязнения окружающей среды продуктами сгора-
ния топлива (SO2, NO2, СО), которые в благоприятных метеоро-
логических условиях осаждаются в припочвенный слой и могут
представлять опасность для обслуживающего персонала. Поэто-
му при реализации методов закачки горячей воды или пара
подлежат разработке и внедрению мероприятия, направленные
на уменьшение вредных выбросов в атмосферу.
При внутрипластовом горении опасные для жизни человека
и окружающей среды химические соединения (серный ангидрид
SO3, сероводород H2S, оксид углерода СО, диоксид углерода
СО2 и др.) образуются непосредственно в пласте, но вместе
с нефтью, водой и пластовым газом могут выноситься на поверх-
ность. Для предупреждения их вредного воздействия должна
быть обеспечена герметичная система сбора нефти и газа при
полной очистке газа от вредных примесей. Непосредственно на
нефтепромысле вблизи объектов сбора нефти и газа организу-
ется систематический контроль загрязненности атмосферной
среды газами, добываемыми вместе с нефтью.
Для месторождений, разрабатываемых в условиях вечно-
мерзлых грунтов, весьма актуальны вопросы предупреждения
теплового загрязнения окружающей среды, которое приводит к
нарушению экологического равновесия в природе с серьезными
232
последствиями для безопасного ведения работ по разработке
месторождения.
При разработке месторождений с использованием тепловых
методов в условиях вечномерзлых пород должны проводиться
мероприятия, снижающие теплопотери в окружающую вечно-
мерзлую среду. Это достигается использованием теплоизолирую-
щих материалов с малой теплопроводностью, а в отдельных
случаях заколонное пространство скважин охлаждается посред-
ством специальных холодильных систем.
Контрольные вопросы
1. Какое назначение имеет поддержание пластового давления заводне-
нием?
2. Назовите основные системы разработки нефтяных месторождений при
заводнении.
3. Какие методы повышения нефтеотдачи относят к гидродинамическим?
4. Назовите основные физико-химические методы повышения нефтеотдачи.
5. Какие факторы определяют повышение нефтеотдачи при внутрипла-
стовом горении?
6. Как оценивать приращение добычи нефти за счет методов повышения
нефтеотдачи?
7. Назовите основные мероприятия по охране труда при заводнении и
внутрипластовом горении.
8. Назовите основные мероприятия по охране окружающей среды прн
физико-химических методах повышения нефтеотдачи.
ГЛАВА 9
ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Процесс добычи нефти включает перемещение флюидов (неф-
ти, газа и воды) в пласте к забоям добывающих скважин, подъ-
ем добываемой нефти с забоев на поверхность и промысловый
сбор продукции скважин. Подъем нефти в стволе скважины на-
зывают способом эксплуатации.
9.1. Теоретические основы подъема
газожидкостной смеси в скважине
Баланс энергии в скважине и виды фонтанирования
Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо
за счет пластовой энергии Епл, либо за счет пластовой и искус-
ственно вводимой в скважину с поверхности энергий Еп. В ство-
ле скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести
гидростатического столба нефти с учетом противодавления на
выкиде скважины (на устье) и сил сопротивлений, связанных с
233
движением — путевого (гидравлическое трение), местного (рас-
ширение, сужение, изменение направления потока) и инерцион-
ного (ускорение движения). Эти силы вызывают соответствую-
щие расходы энергии: £См, Етр, Ем и Еиа. Отсюда баланс энер-
гии в работающей (подающей на поверхность нефть) скважине
можно записать в виде
£пл4~£и = £'сМ_Ь£тр~1~£м'4_£нн. (9.1)
В общем балансе расходы энергии на местные (Ем) сопро-
тивления очень малы, поэтому ими всегда пренебрегают.
Если скважина работает за счет только пластовой энергии,
которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ ее
эксплуатации называют фонтанным, а само явление — фонтани-
рованием. Понятно, что при фонтанном способе Еа=0.
Если скважины .не могут фонтанировать, то их переводят на
механизированный способ эксплуатации: газлифтный или на-
сосный, когда Епл^О и Еи>0. В этом случае за счет пластовой
энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глуби-
ны скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит
до устья (выкида) скважины. Для поднятия жидкости до устья
и подачи ее в выкидную линию (сборный трубопровод) требу-
ется ввести в скважину искусственную энергию Еи. При газ-
лифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа Ег,
а при насосном — энергию, создаваемую насосом.
При эксплуатации скважины любым (фонтанным, газлифт-
ным, насосным) способом по мере передвижения нефти по ство-
лу с забоя на поверхность вследствие уменьшения давления из
нее выделяется растворенный газ, если давление меньше давле-
ния насыщения нефти газом, и образуется газожидкостная
смесь. Выделившийся газ в восходящем потоке аналогично газу,
вводимому в скважину при газлифтном способе, выполняет
работу по подъему жидкости в трубе, то есть выполняет роль
подъемника жидкости (газожидкостного подъемника), причем
жидкость может быть однофазной (нефть) или двухфазной
(смесь нефти и воды).
На основании уравнения (9.1) можно записать, что измене-
ние потенциальной энергии, обусловленной силами гидродина-
мического давления, равно работе, расходуемой на преодоление
сил тяжести и трения и на изменение кинетической энергии, то
есть
Км (Pi — Рг) = ДрсмЕСм+ДРтр Есм+ДРнн Есм, (9.2)
где Есм —объем газожидкостной смеси на длине трубы L за
единицу времени; рь р2— давления на концах вертикальной
трубы ствола скважины — у башмака (нижней части) трубы и
на выкиде трубы (на устье скважины); Лрсм— потеря давления,
обусловленная гидростатическим столбом смеси; Дртр— потери
234
давления на трение; ДрИн'—потери давления на инерционное
сопротивление (на увеличение скорости смеси). Отметим, что
энергия и работа равны произведению одного и того же объема
смеси на соответствующую потерю давления.
Разделив уравнение энергии (9.2) на объем смеси VCM,
получим уравнение давлений (аналог уравнения Бернулли для
газожидкостной смеси) в виде
Др = Лр СМ Н-Дртр+Др ин, (9.3)
где Др = р1—р2 — общая потеря давления.
Потеря давления Дрин на инерционное сопротивление мала,
поэтому ее обычно не учитывают. В общей сумме основная
доля (50—95%) приходится на потери ДрСм-
Применительно к фонтанной скважине уравнение баланса
давлений (9.3) можно еще записать в виде
рз — р2 = рст ф-(-Дртр, (9'4)
где рз — забойное давление (давление на забое скважины в про-
цессе ее работы); р2 — давление на устье (выкиде) скважины
(устьевое давление); рст ф — гидростатическое давление флюи-
дов в скважине; ДрТр — потери давления на трение (гидравличе-
ское сопротивление).
В зависимости от соотношения забойного р3 и устьевого р2
давлений с давлением насыщения нефти газом рн (от местопо-
ложения начала выделения газа из нефти) можно выделить три
вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтан-
ных скважин.
1-й тип — артезианское фонтанирование: р3>Рн, рг^рн,
то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического
напора (рис. 9.1, а). В скважине происходит перелив жидкости,
движется негазированная (без свободного газа) жидкость
(аналогично артезианским водяным скважинам). В затрубном
пространстве между насосно-компрессорными (подъемными)
трубами 1 и обсадной эксплуатационной колонной 2 находится
жидкость, в чем можно убедиться, открыв, например, трехходо-
вый кран под манометром, показывающим затрубное давление
Рзатр- Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкид-
ной трубе.
П-й тип — газлифтное фонтанирование с началом выделения
газа в стволе скважины: р3^рн, р2<рк (рис. 9.1, б). В пласте
движется негазированная жидкость, а в скважине — газожид-
костная смесь (смесь жидкости и свободного газа). При давле-
нии у башмака НКТ pt^pH в затрубном пространстве на устье
находится газ и рзатр обычно небольшое (0,1—0,5 МПа). Так
как рг^рн>р2, то по мере подъема нефти давление снижается,
увеличивается количество свободного газа, происходит его рас-
ширение, растет газосодержание потока, то есть фонтанирование
235
Рис. 9.1. Типы фонтанных скважин:
а — артезианская; б — газлифтная с началом выделения газа в скважине; в —газлифтная
с началом выделения газа в пласте; / — подъемные трубы; 2 — эксплуатационная ко-
лонна
осуществляется по принципу работы газожидкостного подъем-
ника.
Ш-й тип — газлифтное фонтанирование с началом выделе-
ния газа в пласте: р3<рн, р2<рн (рис. 9.1, в). В пласте движется
газированная жидкость, на забой и к башмаку НКТ поступает
газожидкостная смесь. После начала притока основная масса
газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть
газа отделяется (сепарируется) и поступает в затрубное прост-
ранство, где газ барботирует (всплывает) в относительно непод-
вижной жидкости. В затрубном пространстве накапливается газ,
уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со
временем наступает стабилизация и при р3<рн уровень всегда
устанавливается у башмака НКТ. Затрубное давление газа, как
правило, высокое, почти достигает значений pi и р3. При нали-
чии утечек газа из затрубного пространства (через негерметич-
ности в резьбовых соединениях НКТ, обсадной колонне, устье-
вом оборудовании) уровень будет находиться выше башмака
НКТ. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход
газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуатационной колон-
ной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство.
Подъем, жидкости за счет гидростатического напора
Фонтанирование скважины возможно тогда, когда из пласта
на забой поступает энергии не меньше, чем требуется ее для
подъема флюидов на поверхность. Условие артезианского фон-
236
танирования непосредственно следует из уравнения (9.4) балан-
са давлений:
рз>^р£-(-Дртр-|-р2, (9.5)
где Н — глубина скважины по вертикали (принимается обычно
до середины продуктивного пласта); р= (р3+р2)/2 — средняя
плотность жидкости в скважине; р3, р2 — плотность жидкости
соответственно в условиях забоя и устья; g — ускорение свобод-
ного падения. С учетом искривления ствола скважины:
/7 = /7'cosa3 и Н= S Я,'cos а31-, (9.6)
z-i
где Н'— расстояние от устья до забоя вдоль оси наклонной
скважины; а3 — средний зенитный угол кривизны скважины или
угол отклонения оси скважины от вертикали; а31- — зенитный
угол на участке ствола длиною т—-число участков разной
кривизны ствола (в дальнейшем будем рассматривать верти-
кальные скважины, а кривизну легко учесть подобным образом).
Потери давления на трение Артр рассчитываем по формуле
Дарси — Вейсбаха
алр=>44р- <9-7>
где X — коэффициент гидравлического сопротивления; d —
внутренний диаметр фонтанных труб; wt—скорость движения
жидкости в трубах (определяется как частное деления расхода
жидкости Q на площадь проходного сечения трубы).
Коэффициент гидравлического сопротивления определяют
в зависимости от числа Рейнольдса Re при ламинарном режиме
(Re =С2320) по формуле
X = 64/Re (9.8)
и при турбулентном режиме (Re>2320) по формуле Блазиуса
^4^-, (9.9)
где Re=(ayd)/v; v— кинематическая вязкость жидкости.
Давление р2 принимаем в зависимости от условий нефтесбо-
ра. Оно обеспечивает движение продукции скважины от устья
до пункта сбора, зависит от величины потерь давления на гид-
равлические сопротивления в устьевом оборудовании, системе
сбора и т. д.
В силу неразрывности потока длительное фонтанирование
возможно при условии равенства расходов притекающей из
пласта б?пл и поднимающейся в стволе скважины фПод жидко-
стей:
Q1I.4 — Qnofl“Q.
(9.10)
237
Рис. 9.2. Графическая интерпретация условий артезианского (а) и газлифт-
ного (б) фонтанирования.
Штриховкой показаны области возможного фонтанирования
Поскольку приток и подъем жидкости происходит за счет
пластовой энергии, то совместная работа пласта и фонтанной
скважины будет согласовываться через забойное давление р3.
Приток (дебит скважины) можно, например, записать
<2 = /<0(Рпл — Рз)я, (9.11)
откуда
Рз = Рпл —(^-)1/П, (9.12)
где рпл—давление жидкости в пласте (пластовое давление);
п — показатель режима фильтрации (движения в пласте) жид-
кости; 1^п^0,5; Ко — коэффициент пропорциональности в
уравнении притока (при п=1 Ко— коэффициент продуктивности
скважины).
Тогда условие (9.10) взаимосвязанной совместной согласо-
ванной работы пласта и скважины на основе условия (9.5) арте-
зианского фонтанирования можно записать
pm-(-^Y/n = Hpg+\prp +р2 (9.13)
или в функциональном виде с учетом зависимости Дртр от Q
A1(Q)=1V(Q). (9.14)
Решая последнее равенство графоаналитическим методом
(рис. 9.2, а) или путем итераций (последовательных приближе-
ний), находим дебит скважины Q и соответствующее забойное
давление, причем это будет минимальное забойное давление
артезианского фонтанирования p./mm- Из рис. 9.2, б следует, что
фонтанирование возможно при всех рз^Рзтш, однако при сог-
ласованной работе р3<рпл-
238
При артезианском фонтанировании наибольший дебит может
быть достигнут при р2 = рн.
Из условия (9.13) с учетом формулы (9.7) следует, что при
<2=0 (скважина не работает)
Рпл = Яр^+р2', (9.15)
то есть для определения пластового давления рпл достаточно
измерить устьевое давление р2' в остановленной скважине.
Если НКТ спущены до забоя, то по затрубному давлению
Рзатр можно определить в работающей скважине забойное дав-
ление
рз — /7р§4~Рзатр. (9.16)
Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным
трубам
Фонтанные скважины II и III типов представляют собой га-
зожидкостной подъемник.
Принципиальная схема газожидкостного подъемника показа-
на на рис. 9.3. В водоем с постоянным уровнем погружены подъ-
емные трубы 1 длиною L на глубину h\. К нижнему концу
подъемных труб (к башмаку труб) по трубам 2 (линия газопода-
чи) подводится газ. В подъемных трубах газ всплывает в жид-
кости в соответствии с законом Архимеда и образуется газожид-
костная смесь, которая поднимается на высоту h'. Поскольку
трубы 1 и водоем являются сообщающимися сосудами, то у
башмака будет абсолютное давление с одной стороны
Pi=/hpg+Po (9.17)
и с другой стороны
Р1 = /г'рсм£4-Р2, (9.18)
где р, рсм — плотность соответственно жидкости и газожидкост-
ной смеси; g— ускорение свободного падения; р0—атмосферное
давление воздуха над уровнем жидкости; р2 — противодавление
на выкиде подъемных труб.
Приравнивая (9.17) и (9.18), в случае одинаковых давле-
ний газа над жидкостью в трубах и водоеме (р2=Ро), получаем
AiP = /i'Pcm. (9.19)
Так как средняя плотность смеси жидкости и газа рсм мень-
ше плотности жидкости р(рСм<р), то h'>h\. Для любого тела
при постоянной массе плотность тем меньше, чем больше объ-
ем. Увеличивая объем газа в смеси (объемный расход его),
уменьшаем плотность смеси и соответственно повышаем h'.
Отметим, что такая смесь может существовать только при дви-
239
Рис. 9.3. Принципиальная
схема газожидкостного
подъемника:
1 — подъемные трубы; 2 — линия
газоподачн
жении одной или обеих фаз. Таким
образом, принцип подъема (работы
газожидкостного подъемника) заклю-
чается в уменьшении плотности смеси
в подъемных трубах.
Эксперименты показали, что с уве-
личением расхода газа увеличивается
высота подъема жидкости h' и при
определенном расходе его начинается
перелив жидкости Расход'
жидкости при увеличивающемся рас-
ходе газа сначала возрастает, дости-
гает максимума, а затем уменьшается
вплоть до нуля.
Это связано с тем, что труба за-
данной длины L и диаметра d при по-
стоянном перепаде (разности) давле-
ния Ap = pi—р2 может пропустить
вполне определенный расход жидко-
сти, газа или газожидкостной смеси.
Зависимость объемного расхода жид-
кости q от объемного расхода газа
Vo, приведенного к нормальным усло-
виям (давление 0,1 МПа, температура
273 К), называют кривой лифтирования (подъема) (рис. 9.4).
Поэтому газожидкостной подъемник можно называть также
газлифтом.
На кривой лифтирования имеются четыре характерные точки.
Точка А соответствует началу подачи (перелива) жидкости
(нулевой режим работы — <?а = 0; Voa>O; h' = L), точки В и С —
соответственно оптимальной qoin и максимальной Qmax подачи
(оптимальному и максимальному режиму работы) подъемника,
точка D — срыву подачи подъемника по жидкости ((/d = 0; Vqd^>
2>0). Оптимальный режим работы характеризуется максималь-
ным значением коэффициента полезного действия подъемника
(К. П. Д.), который может быть найден как отношение полезно
затраченной работы или мощности Л/ПОл к общей A/общ, то есть
Т]п — N пол/А^ общ.
(9.20)
Поскольку процесс лифтирования заключается в подъеме
жидкости на высоту (L—hi) и создании избыточного противо-
давления на выкиде р2, соответствующего высоте /гг (см. рис.
9.3), то полезно затраченную мощность Nno-t можно записать
в виде
Nnon = qpg(L — hi)+qp2=q[Lpg— (Pi—Р2)]. (9.21)
240
Для ввода газа к башмаку подъемных труб необходимо при-
дать ему энергию положения или совершить работу против сил
гравитации (вернее всплывания газа). Эта энергия равна про-
изведению объема газа на создаваемое давление, а с учетом
противодавления р2— на разность давлений (р}—р2), то есть
Л = КР(Р1-р2), (9.22)
где VCp — средний объем газа за единицу времени.
Поскольку газ сжимаем, то принимая процесс изменения его
объема изотермическим, средний объем Vcp можно записать как
средневзвешенный по давлению в трубе
VCp
= VqPo ln Pl
Pl—Р- Pl
(9.23)
Тогда выражение (9.22) с учетом соотношения (9.23) примет
вид формулы энергии изотермического сжатия (расширения)
газа, известной из предмета «Основы термодинамики и тепло-
техники»
А = VoPo In (Pi/рг).
(9.24)
Эта энергия подводится к башмаку для подъема жидкости.
Так как под Vcp и Vo понимается объем газа за единицу вре-
мени, то формулы (9.22) и (9.24) выражают общую затрачен-
ную мощность. Таким образом, коэффициент полезного действия
_ 9[ipg-(Pi — р2)]
г|п — „
VoPob^-
Рг
Пп=4г= д- ,
го Ло
(9.25)
(9.26)
Ьр?—(Pi—р2)
где Чг= р, —константа для принятых условий рабо-
р01п—
Р2
ты подъемника; Ro = Vo/q— удельный расход газа, то есть рас-
ход газа, приходящегося на единицу расхода жидкости.
Так как q/Vo=tg £, где | — угол наклона прямой, проведен-
ной из начала координат через точку кривой лифтирования, то
из рис. 9.4 следует, что максимальное значение т]п соответству-
ет точке касания касательной, поскольку только для нее угол £
максимальный. При т]п = тах значение 7?o = min. Для точек А и
D т]п = 0 и (см. рис. 9.4). Отрезок ВС кривой q(Vo) на-
зывают рабочей ветвью кривой лифтирования, так как работа
подъемника характеризуется большими значениями расхода,
жидкости q, К- П. Д. т]п и малыми значениями удельного расхо-
да газа Ro.
16—1020
241
Графическая зависимость q(Vo) (см. рис. 9.4) получена при
заданном относительном погружении труб под уровень жидко-
сти
z = hJL
(9.27)
или с учетом противодавления р2 на выкиде
e = .(pi — p2)/(Lpg).
(9.28)
Эксперименты показали, что в общем случае подача q газо-
жидкостного подъемника является функцией многих парамет-
ров:
q = q(Vo, Pi, Р2, Ь, d, р, р,, о), (9.29)
где р, ц— соответственно отношения плотностей и абсолютных
вязкостей жидкости и газа; о — поверхностное натяжение на
границе раздела газ — жидкость.
Семейства кривых лифтирования в зависимости от определя-
ющих параметров показаны на рис. 9.5. Из анализа этого ри-
сунка и уравнения (9.28) следует, что с увеличением давления
Pi, уменьшением давления р2 или длины L подача q возраста-
ет. Поскольку с увеличением hi или pi потребуется меньший
расход газа для наступления перелива, то чем больше относи-
тельное погружение 8, тем выше должна быть расположена кри-
вая лифтирования.
Зависимость q(Vo) при 8 = 1 является граничной, выходящей
из начала координат. Случаю 8>1 соответствует естественное
фонтанирование, так как при расходе закачиваемого газа Vo=
=0 подача <7>0, причем закачкой газа можно ее увеличить,
а случаю 1 — газлифтный способ эксплуатации. При е = 0
осуществить процесс лифтирования невозможно.
С увеличением диаметра
Рис. 9.4. Зависимость подачи q
подъемника, коэффициента полезно-
го действия гп и удельного расхода
газа Ro от расхода газа
труб d кривые лифтирования
смещаются вправо и вверх со-
ответственно вдоль осей Го и
q (см. рис. 9.5).
Подъем газожидкостной
смеси сопровождается отно-
сительным движением в жид-
кости газовых пузырьков раз-
личных размеров (скольжени-
ем газа). Скорость всплыва-
ния газового пузырька как ре-
зультат совместного действия
архимедовой силы и силы
сопротивления жидкости зави-
сит от многих факторов (раз-
мера пузырька, вязкости жид-
242
Рис. 9.5. Семейство кривых лифти-
рования q{V0) при различных значе-
ниях е (в), pi (б), р2 (в), L (г), и
постоянных остальных параметрах
Рис. 9.6. Структуры восходящего по-
тока газожидкостной смеси в верти-
кальных трубах:
1 — жидкость; 2 — газ
кости, плотности жидкости и газа, физических свойств поверх-
ности раздела, взаимодействия пузырьков, влияния стенки
трубы). Причем пузырьки газа неравномерно распределены в
жидкости. Они мигрируют (перемещаются) к стенке трубы и
образуют пристенный газовый слой. Пузырьки газа в жидкости
могут быть в различной степени раздроблены (диспергирова-
ны). В зависимости от этого выделяют структуры газожидкост-
ной смеси (рис. 9.6): пузырьковую (пенную); пробковую (сна-
рядную или четочную); стержневую (дисперснокольцевую).
Пузырьковая структура характеризуется более или менее
равномерным распределением в жидкости газовых пузырьков,
размер которых значительно меньше диаметра трубы. Если со-
держание газа в смеси увеличенное, то вследствие слияния
(укрупнения, коалесценции) части пузырьков образуются газо-
вые пробки, перекрывающие все сечение трубы. При большом
содержании газа за счет слияния отдельных пробок образуется
16* 243
стержневая структура, при которой основная масса газа дви-
жется по центру трубы в виде стержня с диспергированными
частицами жидкости, а жидкость движется по стенке трубы в
виде кольцевой пленки.
Отдельные структуры трудно разграничить. В основном при-
нимают, что пузырьковая структура имеет место при относи-
тельной скорости газа до 0,3—0,4 м/с, пробковая — от 0,3—0,4
до 1,2 м/с и стержневая-—более 1,2 м/с. Увеличение относи-
тельной скорости ухудшает эффективность лифтирования.
В нефтяных скважинах по мере подъема нефти вследствие
уменьшения давления происходит выделение из нефти раство-
ренного газа, увеличение числа и размеров газовых пузырьков.
Это создает предпосылки для возможного перехода одной струк-
туры в другую и существования чередующихся структур. Пре-
имущественно наблюдаются пузырьковая и пробковая структу-
ры потока.
Структура газоводонефтяной смеси намного сложнее. Нефть
и вода как нерастворимые (несмешивающиеся) фазы образуют
эмульсии (смеси) прямого (нефть в воде — Н/В) или обратного
(вода в нефти — В/Н) типа. Обращение (инверсия) смеси на-
ступает при объемном содержании воды в ней 0,5—0,9, чаще
0,7. Поскольку плотность нефти рн обычно несколько меньше
плотности воды рв (рн<рв), нефть при восходящем движении
может опережать воду. Зависит это от дисперсности, истинной
доли фаз, скорости движения смеси. По степени диспергирова-
ния внутренней фазы двухфазного водонефтяного потока выде-
ляют две структуры:
капельную (капли диаметром 0,5—2 см) и эмульсионную
(то же 0,001—1 мм). Смесь с первой структурой можно еще на-
звать неустойчивой эмульсией, когда фазы расслаиваются
(нефть всплывает), а со второй — устойчивой.
На структуру трехфазного газоводонефтяного потока суще-
ственно влияет механизм образования смеси — выделение газа
из жидкости (нефти) и ввод его извне. Пузырьки газа выделя-
ются преимущественно на границах раздела твердое тело —
нефть и вода — нефть. В первом случае газовые пузырьки сры-
ваются с твердого тела (поверхность труб, песчинки) и движут-
ся в нефти. Во втором случае они совместно с каплями образу-
ют своеобразные конгломераты, относительная скорость кото-
рых может быть положительной, отрицательной или нулевой
(по сравнению со скоростью нефти). Подобное наблюдается и
при наличии капель нефти в воде. По степени дисперсности
внутренней жидкой фазы и свободного газа соответственно вы-
деляют капельно-пузырьковую, эмульсионно-пузырьковую и
эмульсионно-снарядную структуры.
Закономерности движения газожидкостной смеси намного
сложнее, чем однородной жидкости или газа, отдельно взятых.
244
Движение смеси описывается уравнением давлений (9.3). По-
терю давления Дрсм, обусловленную гидростатическим столбом
смеси, можно записать в виде
Дрсм = ^-Рсм^. (9.30)
Плотность газоводонефтяной смеси рсм представляется через
плотности нефти рн, воды рв и газа рг:
Рсм = РнСрнН-рвфвН-ргфг, (9.31)
где (рн, <рв, фг — истинные объемные содержания (насыщенно-
сти) фазами (соответственно нефтью, водой и газом) потока.
Если какая-либо из фаз отсутствует в смеси, то ее содержа-
ние в смеси принимается равным нулю. Содержания фаз в по-
токе представляют как отношение площади проходного сечения
трубы, занятой данной фазой, к общей площади этого сечения.
Понятно, что при переходе от сечения к сечению и с течением
времени, площади, занятые фазами изменяются. Поэтому для
некоторой длины L их следует рассматривать как некоторые
средние статистические величины. В лабораторных условиях
величины фн, фв, фг можно определить методом отсечек (одно-
временным отсечением смеси в трубе на ее концах). Возможны
и другие методы определения, основанные на различных физи-
ческих явлениях и эффектах (просвечивание смеси пучком гам-
ма-излучения, изменение емкости конденсатора и др.). Для пе-
рехода к измеряемым в промысловых условиях параметрам вво-
дят понятие объемного расходного содержания фазы в потоке.
Например, для двухфазного газожидкостного потока объемное
расходное газосодержание потока
^=Е/(^+Ю, (9.32)
где V, q — расходы соответственно газа и жидкости.
Для связи фг и исходят обычно из модели потока дрей-
фа, записывая истинную линейную скорость газа в виде
^ = “ = -4-—^+^, (9.33)
тт/ /
где f — площадь проходного сечения трубы; да о — превышение
линейной скорости газа wr над скоростью смеси дасм = (q-j-V)lf.
Коэффициент А характеризует неравномерный профиль ско-
рости смеси по радиусу трубы, а также возможное увеличение
истинного газосодержания у стенки трубы (образование так
называемого «газового подшипника» при выделении газа из
жидкости). Теоретически определить w0 и А не представляется
возможным, поэтому зависимость между фг и [Зг устанавлива-
ют по экспериментальным данным. Наиболее простой является
зависимость
фг=0,81£г. (9.34)
245
Рис. 9.7. Кривая распределе-
ния давления вдоль подъемных
труб:
1 — поток газожидкостной смеси;
2 — поток газа
Потери давления на трение при
движении газожидкостной смеси
больше, чем при движении одно-
родной жидкости. Их также пред-
ставляют в зависимости от истин-
ного объемного содержания фаз.
Потерями давления Дрин пренебре-
гают ввиду малой их величины.
При восходящем движении га-
зожидкостной смеси в подъемных
трубах давление и температура
уменьшаются. Смесь движется в
сторону меньшего давления. Тем-
пература недр Земли с глубиной
увеличивается. Однако температу-
ра нефти, добываемой из глубинно-
го пласта, по мере подъема в ство-
ле уменьшается в результате неус-
тановившегося теплообмена (тепло-
передачи) с окружающими ствол
скважины горными породами. Изменения давления и темпе-
ратуры сопровождаются изменениями параметров газожидко-
стной смеси (плотности, вязкости, г азосодержания и др.) и со-
ответственно составляющих уравнения баланса давлений (дви-
жения). Поэтому уравнение (9.3) справедливо для подъемника
малой длины (элементарного подъемника), в пределах которой
можно допускать параметры смеси неизмененными. Поэтому,
чтобы определить давление у башмака подъемных труб при
известном давлении на выкиде или наоборот, всю длину
труб разбивают на короткие участки длиною Д/, для ко-
торых рассчитывают потери давления Др с использованием
уравнения (9.3). Так как давление в начале одного уча-
стка равно давлению в конце предыдущего участка (или задан-
ному давлению на конце подъемных труб), то в результате
рассчитывают и строят кривую распределения давления p(z)
вдоль подъемных труб (рис. 9.7). На этом рисунке показана
также кривая изменения давления нисходящего потока газа в
линии газоподачи.
1
Расчетные формулы Л. 77. Крылова
Для практических целей параметры работы фонтанных и
газлифтных скважин можно определить по формулам, предло-
женным А. П. Крыловым. Формулы получены при условии, что
вязкость жидкости равна 5 мПа-с. Для вывода формул
А. П. Крылов принял следующие допущения: расширение газа
происходит по закону Бойля — Мариотта; давление по длине
246
1
труб изменяется по уравнению прямой линии; поток движущей-
ся смеси имеет пробковую структуру.
Аналитически обработав результаты экспериментов,
А. П. Крылов предложил расчетные формулы для нулевого, оп-
тимального и максимального режимов:
Qmax = 55d3e1’5; (9.35)
Qoni = Qmax ( 1 - б) = 55d38>’5 (1 — е) ; (9.36)
у 0,785 d^Lpg (1 е) ' (g
Г2
V 15,5 d2,5Lpg80’5 .
Vomax=_ ’ ’ (9.38)
Po In T
Pi
V0 опт = Vo max (1 - в)2 = 15'5 W'5 ; (9.39)
До max = °’282£pg ; (9.40)
d°-5ep0 ln£-“
Г2
До опт = До max (1 ~ в) = , (9.41)
d0,5ep0 In £
Pi
где относительное погружение труб е определяется по форму-
ле (9.28).
В данных формулах необходимо пользоваться следующими
величинами: q, Vo — м3/с; L, d —м; р — кг/м3; g—м/с2; р — Па'
До — м3/м3.
Анализ формул (9.35) и (9.36) показывает, что с увеличени-
ем относительного погружения 8 от 0 до 1 значение максималь-
ной подачи Qmax возрастает от 0 до 55 d3, а оптимальной пода-
чи Qoht возрастает от 0 до наибольшего значения (10,225 d3)
при 8 = 0,6, затем уменьшается до нуля. Отсюда следует, что
для достижения наибольшей оптимальной подачи необходимо
обеспечивать относительное погружение е = 0,6.
Подъем жидкости за счет энергии расширения газа
В фонтанных скважинах II и III типов газ не вводится из-
вне, а выделяется из притекающей нефти. При давлении, рав-
ном давлению насыщения рн, количество свободного газа рав-
но нулю, весь газ растворен в нефти. Вдоль пути движения по
мере снижения давления от рн до рг количество свободного га-
за, приходящегося на единицу расхода нефти, увеличивается от
нуля до некоторого значения. При любом текущем абсолютном
247
давлении р количество выделившегося (свободного) газа Vrc
можно представить как разность начального и текущего коли-
честв растворенного газа в соответствии с законом Генри (см.
гл. 3):
Vrc = [Go — ар(р —Po)]Qh, (9.42)
где Go — газовый фактор (количество газа, выделяющееся из
нефти при снижении давления до атмосферного давления ро
и взятое из расчета на единицу расхода нефти QH или расход
добываемого газа, отнесенный к расходу добываемой нефти
QH); аР — коэффициент растворения газа в нефти.
Поскольку с увеличением содержания газа плотность газо-
жидкостной смеси уменьшается, то в целом для всей длины
подъемных труб при уменьшении давления от pi до р2 необхо-
димо принять среднее количество свободного газа. Принимая
согласно А. П. Крылову давление, линейно зависящим от дли-
ны, усредненный по длине подъемных труб расход газа можно
записать
Vrc=[G0-«p(£4^-^)]^(1-nB)> (9-43>
где nB = QB/Qx— обводненность продукции (доля воды); QB —
расход добываемой попутно с нефтью воды; Q» = Qh+Qb — рас-
ход (дебит) жидкости.
Таким образом, в подъемных трубах действует удельный
расход газа, называемый эффективным газовым фактором,
G3i = -^ = [G0-ap(^+^-p0)](l-nB). (9.44)
Располагаемый эффективный газовый фактор должен быть
не меньше потребного удельного расхода газа в газожидкост-
ном подъемнике. Отсюда условие газлифтного фонтанирования
запишем в виде:
Gacf)^- Rq.
(9.45)
С позиций рационального расходования пластовой энергии
фонтанный подъемник должен работать при максимальном ко-
эффициенте полезного действия, то есть при оптимальном удель-
ном расходе газа. Тогда условие (9.45) уточняется так:
0Эф5>Роопт (9.46)
или с учетом формулы А. П. Крылова (9.41) в развернутом
виде
п ( Р1Т~Ра
[Go — ap ( £
Ро)](1-«в)>
0,282 Lpg [Zpg—(pi—ра)]
d0,5 (Pi—PalPoln-T1-
Pi
(9.47)
248
В скважинах II типа подъемные трубы целесообразно спу-
скать до уровня начала выделения газа, то есть pi=pH. Эту
глубину спуска труб можно определить из равенства (9.47)
L= 0,5 Ген + е2 + Ц,18ен<?эф d0,5Po ]п , (9,48)
L Pg Р2 J
где вн= (рн~pz)/pg-
Тогда минимальное забойное давление фонтанирования
Рз min = рн+(Н — L)pg. (9.49)
Если расчетное значение L>H, то скважина будет типа III.
В таком случае трубы спускаем до забоя (L~H), а давление
Pi~p3. Тогда из трансцендентного уравнения (9.47) методом
итераций вычисляем минимальное забойное давление фонтани-
рования Рз min (см. рис. 9.2,6).
При газлифтном фонтанировании дебит скважины также
определяется совместной работой пласта и подъемника, которые
описываются соответственно зависимостями:
Фпл — Ко (рпл рз) п— <2пл (рз) ; (9.50)
Qnofl= QnoA (Vo, Pi, Р2Д, d, p, p, 0). (9.51)
Поскольку расход газа Vo обусловлен притоком нефти в со-
ответствии с уравнением (9.42), давление pi связано с забой-
ным давлением р3, например, формулой (9.49), то при постоян-
ных р2, L, d, р, ц, о для конкретной скважины придем к функ-
циональной зависимости
QnOA = Qno« (рз) (9.52)
Совместное решение зависимостей (9.50) и (9.52) дано на
рис. 9.8. Точки пересечения линий <2Пл(р3) и <2под(р3) характе-
ризуют совместную согласованную работу пласта и подъемни-
ка, в остальных случаях име-
ет место несогласованная ра-
бота (С)пл->С?под ИЛИ Фпл<
<QnoA). Причем точке Н со-
ответствует неустойчивая ра-
бота, так как малейшие коле-
бания забойного давления р3
приводят к срыву фонтаниро-
вания (точка С) или переходу
работы в точку У. Это легко
уяснить, увязав изменение р3
с изменением уровня жидкос-
ти в скважине (p3 = hApg), на-
пример, для скважины II типа.
Если (?пл>(?под, то идет накоп-
Рис. 9.8. Совместная работа пласта
и подъемника при газлифтном фон-
танировании
249
ление притекающей жидкости в стволе и рост давления р3,
а при Фпл<<?под —наоборот уменьшение давления р3. В таком
понимании точка У — это точка устойчивой совместной согласо-
ванной работы пласта и подъемника. Таким образом, длитель-
ное газлифтное фонтанирование возможно только при одном
вполне определенном забойном давлении рзу.
При изменении р2, L, d точка У будет перемещаться вдоль
индикаторной линии фпл(Рз). Однако при некотором сочетании
параметров кривая лифтирования фПод(Рз) может не пересе-
каться с индикаторной линией фпл(Рз), тогда фонтанирование не
будет происходить. Возможные положения кривой лифтирования
на рис. 9.8 показаны пунктирной линией. Таким образом, изме-
няя устьевое давление р2 и размеры труб (L, d), управляют
фонтанированием скважины, то есть регулируют работу фон-
танной скважины.
9.2. Расчет параметров фонтанного подъемника
и его коэффициента полезного действия
Общие принципы расчета
Фонтанирование скважины возможно при определенном тех-
нологическом режиме, который характеризуется величинами де-
бита Q, забойного р3, устьевого р2 и затрубного рзаТр давлений.
С течением времени по мере отбора нефти из залежи изменяют-
ся условия разработки, а значит и условия фонтанирования:
изменяются пластовое рпл, забойное р3 давления, дебит Q, уве-
личивается обводненность пв и т. д. Поэтому с течением време-
ни подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны
в начальный период имеется большой избыток пластовой энер-
гии, показателем которого является величина устьевого давле-
ния р2. С другой стороны, замена подъемника (НКТ) в сква-
жине является сложным, дорогостоящим и в большинстве от-
рицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэто-
му подъемник проектируют на весь период фонтанирования.
При этом рассчитывают фонтанный подъемник для конечных
условий фонтанирования при оптимальном режиме, а затем про-
веряют на пропускную способность для начальных условий при
максимальном режиме.
Если рассчитанный подъемник не может пропустить началь-
ный дебит, то его пересчитывают для начальных условий при
максимальном режиме. Обычно расчету подлежат длина L и
диаметр d фонтанных труб и минимальное забойное давление
фонтанирования р3 min. Остальные величины задают или опре-
деляют из других соображений. Например, при комплексном
проектировании дебит Q определяют в результате гидродина-
мических расчетов процесса разработки нефтяной залежи (см.
250
раздел 7.4). В основу расчета фонтанного подъемника положе-
ны условия фонтанирования скважин разного типа.
Скважины I типа. В этом случае используют условие арте-
зианского фонтанирования по формуле (9.13). Из формул (9.7)
и (9.13) следует, что чем меньше длина труб L и больше диа-
метр d, тем меньше потери давления на трение Дртр и, как ре-
зультат, меньше забойное давление р3 и больше дебит Q, то
есть в скважину лучше вообще не спускать НКТ, а эксплуатиро-
вать ее по стволу. Однако, исходя из технологических сообра-
жений, спускают фонтанные трубы небольшой длины и макси-
мально возможного диаметра при заданной эксплуатационной
колонне. Этим обеспечивается возможность различных промы-
вок в скважине, замены жидкостей при освоении или глушении,
проведение других технологических операций, уменьшение кор-
розии эксплуатационной колонны и т. д.
При наличии песка в продукции (песочные скважины) тру-
бы спускают до нижних отверстий перфорации (фильтра), а при
наличии парафина — до глубины отложений парафина в ство-
ле и т. д.
Тогда из формулы (9.13) определяют дебит скважины Q и
соответствующее минимальное забойное давление фонтаниро-
вания Рзпнп (см. раздел 9.1). Для расчета обводненность про-
дукции пв конца фонтанирования целесообразно обосновать тех-
нико-экономическими расчетами.
Скважины II и III типов. В фонтанных скважинах типа II
башмак НКТ должен быть там, где начинается выделение газа
из нефти, а в скважинах III типа НКТ спускают до верхних от-
верстий фильтра.
Расчет длины фонтанных труб L и минимального забойного
давления фонтанирования p3min выполняется (см. раздел 9.1)
с использованием условия газлифтного фонтанирования (9.47).
Отметим, что диаметром труб d при выполнении этого расчета
задаемся в зависимости от дебита Q (при МПа):
Q, т/сут................ 10—20 20—50 50—100 100—200 >200
d, мм (условный) .... 43 60 73 89 102
Обычно принимают условный диаметр 73 мм, так как диа-
метр мало влияет на результат расчета L и р3 min.
Если длину L и диаметр d задают из других соображений
(см. далее раздел 9.5), то из условия газлифтного фонтанирова-
ния можно вычислить обводненность пв конца фонтанирования.
Диаметр фонтанных труб для скважин II и III типов рас-
считывают из формулы продуктивности А. П. Крылова (9.36)
при оптимальном режиме для конца фонтанирования, то есть
йк = 0,263 1Л~Lpg -1/т-<?J7pg—г.
к Р1—Рг V Lpg — (P1 — Pi)
(9.53)
251
Дебит конца фонтанирования QK=QonT и обводненность при-
нимают по проекту разработки. Давление р2 рассчитывают из
условия нефтегазосбора продукции.
Если вычисленный диаметр труб не равен стандартному, то
принимают ближайший меньший стандартный диаметр. Это
обеспечит работу подъемника между оптимальным и макси-
мальным режимами — на рабочей ветви кривой лифтирования
(см. рис. 9.4). Иногда рассчитывают ступенчатую колонну труб
по формулам
/2=(dK — di) — (9.54)
li=L —12, (9.55)
где /i, l2— длины нижней и верхней секции НКТ соответствен-
но меньшего di и большего d2 стандартных диаметров.
Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в на-
чале периода фонтанирования QHa4, который имеем по комплек-
сному проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на
максимальную подачу Qmax по формуле А. П. Крылова (9.35)
для условий начала фонтанирования.
Неизвестное устьевое давление р2 в начале фонтанирования
определяем для расчета из условия газлифтного фонтанирова-
ния при максимальном режиме:
Сэф>/?0тах (9.56)
или
[Go_gp(^-Po)1(1_„.)= - (9.57)
L ' 'J ft in-Ь-
г2
где принимаем для скважин II и III типов соответственно pi =
~ рн И р!~Рз min- ,
Обычно в начале фонтанирования яв = 0. Соотношение (9.57)
решаем графоаналитически или методом итераций.
Если Qmax^Qnan, то спускают трубы диаметром dK, который
удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирова-
ния. Если <2тах<<?нач, то проводят перерасчет диаметра на на-
чальные условия из формулы максимальной продуктивности
А. П. Крылова (9.35), В которой принимают Qmax = Qнач? то есть
dBa4 = 0,263 1/Vq^4. (9.58>
г рг — р2
Если диаметр й!Нач не совпадает со стандартным диаметром,
то принимают ближайший больший стандартный диаметр, что
обеспечит работу подъемника на рабочей ветви кривой лифти-
рования (между Qmax и Qoht) , или аналогично— ступенчатую
колонну труб.
252
Если диаметр dHa4 окажется больше максимально возмож-
ного диаметра труб, которые можно спустить в данную экс-
плуатационную колонну, то решают вопрос возможности фон-
танирования скважины по трубам и затрубному пространству.
Особенности расчета при таких условиях рассмотрим в гл. 10.
Возможность эксплуатации по затрубному пространству может
исключаться при отложениях парафина, солей в стволе, по-
ступлении песка из пласта и т. д.
Отметим, что запроектировать работу фонтанной скважины
можно также графоаналитическим методом путем построения
кривой распределения давления вдоль лифта p(z).
Коэффициент полезного действия фонтанного лифта
Иногда для сопоставительного анализа эффективности ра-
боты скважины при различных размерах труб и режимных па-
раметрах определяют коэффициент полезного действия
(К. П. Д.) фонтанного лифта.
К. П. Д. фонтанных скважин II и III типов определяется
формулой (9.25).
При артезианском фонтанировании высота подъема жидко-
сти равна глубине скважины Н. Тогда при дебите скважины Q
полезная мощность
Nno» = QHpg. (9.59)
Общая мощность
Лгобщ = <2(Рз — Рг) (9.60)
или с учетом равенства (9.5)
N общ = Q(^pg+APrp). (9.61)
Тогда коэффициент полезного действия подъема жидкости
_ Мтол— ffpg — 1 (9 62}
Лп- А^общ- Ярг+Ддтр , , ДДтр 4
Hpg
или с учетом формулы Дарси — Вейсбаха (9.7) при L = H
= , , W = 8Х<?2 • (9.63}
1+ 2gd 1+ nWg
Отсюда следует, что К-П. Д. не зависит от высоты подъема
и плотности жидкости. Повышения К. П. Д. при заданном деби-
те можно достигнуть увеличением диаметра труб d. Так как ко-
эффициент гидравлического сопротивления X зависит от вязко-
сти жидкости [см. формулы (9.8) и (9.9)], то чем меньше вяз-
кость жидкости, тем больше К. П. Д.
255
9.3. Оборудование фонтанных скважин
Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-
компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают
фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтиру-
ют манифольд и прокладывают выкидную линию.
Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846—84) по
восьми схемам (рис. 9.9) для различных условий эксплуатации
(табл. 9.1). Их классифицируют по конструктивным и прочно-
стным признакам:
1) рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);
2) схеме исполнения (восемь схем);
3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концент-
ричных ряда труб);
4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);
5) размерам проходного сечения по стволу (50—150 мм) и
боковым отводам (50—100 мм).
Фонтанная арматура (рис. 9.10) включает трубную головку
и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройства-
ми. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и гер-
Схема 3
Схема 4
Рис. 9.9. Типовые схемы фонтанных арматур:
1 — манометр; 2 — вентиль; 3 — буферный фланец под манометр; 4 — запорное устройст-
во; 5—тройник; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8—ответный фланец;
9 — трубная головка; 10 — крестовина елки
254
Таблица 9.1
Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846—84
Стволовая часть елкн Условный проход боко- вых отводов елки, мм Рабочее давление, МПа
Условный проход, мм Номиналь- ный диа- метр, мм
50 52 50 __ 35 70 105
65 65 50; 65 7 14 21 35 70 —
80 80 50; 65 — 21 35 70 —
100 104 65; 80; 100 — — 21 35 —
150 152 100 — — 21 — — —
метизации пространств между ними и обсадной эксплуатацион-
ной колонной. При оборудовании скважины двумя концентрич-
ными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника)
трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соеди-
нении нижнего тройника (крестовины), который устанавливает-
ся на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.
Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе перевод-
ника (стволовой катушки), размещаемом над тройником. При
однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ста-
вится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Приме-
няется также муфтовая подвеска труб.
Фонтанная елка предназначена для направления потока в
выкидную линию, а также для регулирования и контроля рабо-
ты скважины. Она может включать в себя либо один или два
тройника (одно- или двухъярусная тройниковая арматура), ли-
бо крестовину (крестовая арматура). Двухструнная (двухъярус-
ная тройниковая) и крестовая конструкции елки целесообразны
в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем
рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое
от ствола запорное устройство — запасным. Двухъярусную трой-
никовую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции ко-
торых содержатся механические примеси. Сверху елка заканчи-
вается колпаком (буфером) с трехходовым краном и маномет-
ром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов
и устройств вместо буфера ставится лубрикатор (см. гл. 8).
На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной
елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов
коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и
ствол елки, а также под карман для термометра.
В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготав-
ливают для некоррозионных и коррозионных сред, а также для
холодной климатической зоны.
На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают
пробному гидравлическому испытанию, при котором давление
255
Рис. 9.10. Фонтанная арматура
АФКЗаХ210
испытания для арматур, рас-
считанных на рабочее давле-
ние до 70 МПа, принимается
равным удвоенному рабочему
давлению, а от 70 МПа и вы-
ше — полуторакратному ра-
бочему давлению.
Арматуру выбирают по не-
обходимому рабочему давле-
нию, схеме (тройниковая или
крестовая), числу рядов труб,
климатическому и коррозион-
ному исполнению.
Манифольд предназначен
для обвязки фонтанной арма-
туры с выкидной линией
(шлейфом), подающей проду-
кцию на групповую замерную
установку. Манифольды мон-
тируют в зависимости от ме-
стных условий и технологии
эксплуатации. В общем слу-
чае они обеспечивают обвязку
двух струн с шлейфом, струн
с затрубным пространством,
струн и затрубного простран-
ства с факелом или амбаром
и т. д.
К запорным устройствам арматуры' относятся проходные
пробковые краны с ручным управлением и прямоточные за-
движки с ручным, пневматическим дистанционным или автома-
тическим управлением.
9.4. Регулирование работы фонтанной скважины
Регулирование технологического режима работы скважины
(в частности, ее дебита) осуществляют созданием противодав-
ления на устье р2. Для этого на выкидных линиях после запор-
ных устройств ставят регулирующие устройства (штуцеры),
обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения
площади проходного сечения. _Штупер представляет собой ди-
афрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием.
Диаметр отверстия штуцера может составлять 3—25 мм.
Быстросменный штуцер (рис. 9.11) состоит из разъемного
корпуса, зажимаемого между фланцами на выкидной линии ар-
матуры при помощи шпилек. В корпус вставляется пробка с ко-
ническим отверстием под сменную штуцерную втулку. Герме-
тичность обеспечивается резиновыми уплотнениями. Применение
256
быстросменного штуцера поз-
воляет значительно ускорить
замену штуцерной втулки и
облегчает условия труда.
Применяют также более
простые штуцеры, которые
представляют собой диск тол-
щиной 7—10 мм, в центре ко-
торого имеется отверстие с
резьбой для завинчивания
штуцерной втулки.
Для замены штуцера рабо-
чую выкидную линию отклю-
чают, а работу скважины пе-
реводят на запасную линию,
затем снижают давление в
рабочей линии до атмосфер-
ного давления.
Удобнее применение угло-
вого устьевого штуцера (рис.
9.12, а). Он состоит из корпуса,
в котором происходит поворот
струи на 90°, втулки с корпу-
сом конической сменной на-
садки, штока (шпинделя, сте-
ржня) со сменным коническим
наконечником и маховиком.
Рис. 9.11. Быстросменный штуцер
ШБА-50Х700:
1 — корпус; 2 — тарельчатая пружина; 5 —
боковое седло; 4 — обойма; 5 — крышка;
5 — нажимная гайка; 7— прокладка; 8 —
гайка боковая; 9 — штуцерная металличе-
ская втулка
В сменную насадку вращением маховика вводится нако-
нечник, перекрывающий часть отверстия. Степень открытия
(закрытия) дросселя определяется по указателю, имеющему де-
ления, которые показывают диаметр цилиндрического отвер-
стия в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади
кольцевого сечения. Положение штока фиксируется стопорным
болтом.
При необходимости иметь нерегулируемый штуцер сборка
штока заменяется заглушкой и устанавливается втулка с кони-
ческой сменной насадкой, имеющей полнопроходное сечение
(рис. 9.12,6). Для извлечения корпусов втулки и насадки пре-
дусматривается съемник. Диаметр отверстия штуцера обычно
подбирают при исследовании скважины, имеются также форму-
лы для его оценки.
Диаметр отверстия устьевого штуцера для фонтанной сква-
жины можно определить по формуле Г. Н. Газиева
</шт = 0,27.10-3фшт1/ grp^T (9.64)
' Р2
или по формуле расхода жидкости через насадку
17—1020
257
0,785 ршт/ 2gh ’
(9.65)
где dun — диаметр отверстия штуцера, м; <рштопытный коэф-
фициент, зависящий от величины газового фактора (принимает-
ся фшт=1 —1,2); Qr-—дебит газа, м3/сут; рг — плотность газа,
кг/м3; р2, ршт — давление на устье скважины (перед штуцером)
и давление за штуцером, МПа; Q — расход жидкости, м3/с;
Цшт = 0,7—0,9 — коэффициент расхода, зависящий от плотности
жидкости; f—площадь насадки, м2; g — ускорение свободного
падения, м/с2; h— напор, м.
9.5. Исследование фонтанных скважин
и установление режима их работы
Исследование скважин
Фонтанные скважины можно исследовать любыми рассмот-
ренными выше методами (см. гл. 6). Исследование на устано-
вившихся режимах имеет свои особенности.
Режим работы скважины изменяют сменой штуцера на дру-
гой диаметр, то есть изменяют давление рг- После смены шту-
цера скважину выдерживают обычно несколько десятков часов
для стабилизации режима, продолжительность зависит от гид-
ропроводности и пьезопроводности, а также от величины отно-
сительного изменения дебита AQ/Q. Признаками установивше-
гося режима является постоянство дебита Q, давлений рг и
Рзатр, что устанавливают рядом последовательных измерений.
Принимают не менее трех установившихся режимов работы.
При каждом режиме после стабилизации измеряют давления
Рз, Рзатр, рг, дебиты жидкости Q и газа Уг, отбирают на выкид-
ных линиях или в мерных емкостях пробы для определения доли
воды в продукции пв, доли песка пп, а также отмечают харак-
тер работы (наличие пульсаций, вибрация арматуры). Забой-
ное давление р3 измеряют с помощью скважинных манометров,
а давления рг и рзатр— образцовых манометров, установленных
на фонтанной арматуре.
Дебит жидкости измеряют на групповых замерных установ-
ках типа «Спутник» или иногда (на необустроенных пока пло-
щадях) с помощью индивидуальных замерных установок, вклю-
чающих трап (газосепаратор) и мерную емкость. Дебит газа
измеряют на групповых замерных установках турбинными счет-
чиками (типа «Агат-1»), а на индивидуальных замерных уста-
новках (на выкиде из трапа) —турбинными счетчиками или с
помощью дифманометров с дроссельными устройствами. Про-
бы анализируют в лаборатории.
258
Рис. 9,12. Устьевой штуцер,
рассчитанный на рабочее
давление 35 МПа:
1 — корпус насадки; 2 — шпин-
дель; 3 — заглушка; 4 — втулка;
5 — сменная насадка
Пластовое давление рпл измеряют в остановленных скважи-
нах, обычно приурочивая к ремонтным работам, а затем строят
графики изменения его во времени, экстраполируя на дату ис-
следования. Имеются и другие методы его определения. Забой-
ное давление при спущенных НКТ до забоя в скважинах III
типа можно рассчитать по барометрической формуле давления
газа, а в скважинах I типа — по формуле (9.16). В остальных
случаях оценка забойного давления р3 по величине давления у
башмака НКТ pi и потере давления от башмака до забоя мало
надежна.
По полученным данным строят графические зависимости:
индикаторную линию (см. гл. 6);
регулировочные кривые — зависимости параметров работы
от диаметра штуцера с/шт (рис. 9.13).
17»
259
Используя эти графики, определяют параметры пласта и
скважины (см. гл. 6), а также устанавливают технологический
режим работы скважины.
Установление технологического режима
Установить технологический режим работы скважины — это
значит выбрать такие параметры работы фонтанного подъемни-
ка, которые обеспечивают получение на поверхности заданного
дебита при соответствующем забойном давлении согласно урав-
нению притока (9.11). С позиций притока в скважину задан-
ный дебит называют нормой отбора, под которой понимают
максимальный дебит скважины, допустимый условиями рацио-
нальной эксплуатации залежи (охраны недр) и обеспечиваемый
продуктивной характеристикой скважины. С позиций подъема
продукции на поверхность заданный максимальный дебит, ко-
торый можно получить из скважины при выполнении требова-
ний рациональной эксплуатации залежи и рационального ис-
пользования подъемника, называют технической нормой добы-
чи нефти или оптимальным дебитом. Значение заданного дебита
или забойного давления устанавливается проектом разработки.
Однако по мере дальнейшего изучения залежи и изменения
условий разработки возникает необходимость его уточнения.
Технологический режим работы скважины устанавливают
при помощи индикаторной диаграммы и регулировочной кри-
вой.
При нормировании отбора все скважины подразделяют на
две группы: с ограниченными и с неограниченными отборами.
Дебит скважин ограничивают геолого-технологические и техни-
ческие факторы. К первым можно отнести степень устойчиво-
сти пород продуктивного пласта (разрушение пласта и вынос
песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа (образова-
ние конусов воды и газа); необходимость обеспечения условий
Рз^0,75рн (не допустить снижения нефтеотдачи при разгазиро-
вании нефти в пласте); необходимость ограничения объема до-
бываемой воды и сокращения среднего газового фактора в це-
лом по пласту (при режимах газонапорном и растворенного га-
за); необходимость обеспечения равномерного стягивания водо-
нефтяного и газонефтяного контуров и предотвращения проры-
вов воды и газа.
Техническими факторами являются недостаточная проч-
ность обсадной колонны и возможное смятие ее при значитель-
ном снижении забойного давления; ограниченная мощность
(пропускная способность) эксплуатационного оборудования
(сепараторы, установка подготовки нефти) и др.
При фонтанной эксплуатации дополнительно следует учесть
еще следующие критерии: минимальное забойное давление фон-
260
танирования; минимум газо-
вого фактора; недопущение
режима, при котором воз-
можны пульсации, приводя-
щие к срыву фонтанирования
и улучшению условий осажде-
ния песка. Причиной пульса-
ций может быть скопление га-
за в затрубном пространстве
и периодический его прорыв в
НКТ при р1<рк. Их можно
уменьшить или устранить соз-
данием в муфте НКТ рабочих
Рис. 9.13. Регулировочные кривые
фонтанной скважины
отверстий диаметром в несколько миллиметров на расстоянии
30—40 м от башмака, установкой вместо отверстий рабочего
газлифтного клапана, оборудованием башмака НКТ башмач-
ной воронкой (раструбом) или забойным штуцером, создаю-
щим перепад давления 0,1—0,2 МПа, переводом работы скважи-
ны с оптимального на максимальный режим или отключением
затрубного пространства с помощью пакера. Иногда строят
еще графические зависимости рз(рг) или Q(p2) и выбирают ре-
жим минимума р3 или максимума Q.
Таким образом, геолого-технологические и технические фак-
торы ограничивают значение забойного давления р3, обуслов-
ливающего производительность скважины. Иногда может на-
значаться неограниченный отбор в скважинах, однако при фон-
танировании скважин такие условия практически отсутствуют,
так как забойное давление не может быть меньше минимально-
го забойного давления фонтанирования.
9.6. Неполадки при работе фонтанных скважин
Неполадки в работе фонтанных скважин могут быть связа-
ны с отложениями парафина, солей, накоплением песка на за-
бое, воды, а также с различного рода утечками нефти, газа, на-
рушением герметичности затвора или поломками запорных
устройств.
В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за
работой, что позволяет выявить осложнения, например:
при уменьшении устьевого давления р2 и одновременном по-
вышении затрубного давления рзаТр— отложения парафина и
солей в НКТ;
при уменьшении давлений р2 и рзаТр— образование песча-
ной пробки или накопление воды между забоем и башмаком
НКТ;
при уменьшении давления р2 и увеличении дебита Q — разъ-
едание штуцера;
261
при увеличении давлений р2 и р3атР и уменьшении дебита
'Q— засорение штуцера или отложение парафина в манифоль-
де и выкидном шлейфе.
Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы
с ними
Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и
давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается рас-
творяющая способность нефти, выделяются твердый парафин,
мазеобразные асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно па-
рафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя
на внутренней стенке труб увеличивается от нуля на глубине
900—300 м до максимума на глубине 200—50 м, а затем умень-
шается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят
к снижению дебита. При добыче высокопарафинистой нефти вы-
падение парафина неизбежно, поскольку температура всегда
снижается.
Выкристаллизация парафина происходит на механических
примесях нефти и на стенках оборудования. При этом парафин,
выделившийся внутри объема, практически не принимает уча-
стия в формировании отложений. Такие кристаллы откладыва-
ются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому
наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин вы-
делялся не на стенках оборудования, а внутри объема.
Процесс отложения парафина имеет адсорбционный харак-
тер (поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому защит-
ные покрытия труб гидрофильными (смачивающимися водой)
материалами оказались весьма эффективными для борьбы с
отложениями парафина. Для создания защитных покрытий при-
меняют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный,
бакелитово-эпоксидный лаки), а также стекло, стеклоэмали.
Добавки в поток химических реагентов способствуют гидро-
филизации стенок труб, увеличению числа центров кристалли-
зации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц па-
рафина в нефти. Такими реагентами могут быть водо- и нефте-
растворимые поверхностно-активные вещества. Применение ре-
агента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает от-
ложение, хотя скорость отложения снизилась.
Исследованиями установлено, что использование перемен-
ного магнитного поля увеличивает число центров кристаллиза-
ции в потоке и предотвращает отложение парафина.
Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими
способами. При тепловом способе проводят периодическую за-
качку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газо-
конденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При
этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважи-
ны по НКТ. Для получения водяного пара используют паропе-
262
редвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагре-
ва нефти—агрегат депарафинизации передвижной типа
1АДП-4-150.
При механическом способе используют скребки, которыми
соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спуска-
ют и поднимают на проволоке (тросе) с помощью электродви-
гателя автоматической депарафинизационной установки типа
АДУ-3 или УДС-1. Подъем автоматических летающих скребков
происходит под действием напора газонефтяного потока, при
этом вверху и внизу труб устанавливают амортизаторы (огра-
ничители) .
Меры борьбы с отложениями солей
Отложения солей могут происходить на всем пути движения
воды-—в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании уста-
новок подготовки нефти. Причинами отложения солей считают
химическую несовместимость вод (например, щелочных с жест-
кими), поступающих в скважины из различных горизонтов
(пластов) или пропластков; перенасыщенность водно-солевых
систем при изменении термодинамических условий. В основном
солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении
пресными водами, что связывают с обогащением закачиваемых
вод сульфатами при контакте с остаточными водами и раство-
рении минералов.
Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, со-
кращению межремонтных периодов работы скважин; в некото-
рых случаях они столь велики, что вообще затрудняют экс-
плуатацию.
Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо
карбонаты кальция и магния. В состав входят также диоксид
кремния, оксидные соединения железа, органические вещества
(парафин, асфальтены, смолы) и др. Осадки могут быть плот-
ными или рыхлыми, прочность сцепления с металлом возраста-
ет с глубиной залегания пласта. Различный состав и структура
отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода
борьбы с ними на каждом конкретном месторождении.
Все методы борьбы с отложениями солей можно подразде-
лить на две группы: методы предотвращения выпадения солей
и методы удаления солевых отложений.
В комплекс работ по подготовке заводнения входит провер-
ка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими
водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пла-
стовых условиях.
Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения со-
лей в трубах — применение химических реагентов (ингибиторов
солеотложений). Их периодически залавливают в пласт или за-
263-
качивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ин-
гибиторы с так называемым «пороговым эффектом» покрывают
микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляют
их рост и удерживают в растворе во взвешенном состоянии.
Наиболее эффективными оказались полифосфаты, органические
фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафос-
фат и триполифосфат натрия, аммофос и др.
Менее эффективно применение воздействия на растворы
магнитными полями и ультразвуком, а также использование
защитных покрытий (стекло, высокомолекулярные соедине-
ния). Для борьбы с отложением солей в нефтеводосборных тру-
бопроводах рекомендуется установка у устья специальных гип-
сосборников.
Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов
и, в крайнем случае, разбуривают долотом.
При химическом методе удаления осадки гипса преобразо-
вывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в
осадки карбоната (гидроксида) кальция, которые затем раство-
ряют солянокислотным раствором и промывают водой. В каче-
стве преобразовывающих реагентов эффективными оказались
карбонат и бикарбонат натрия (калия), а также гидроксиды
щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, пе-
риодически его прокачивают или даже создают непрерывную
циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и про-
мывают водой.
Обслуживание фонтанной арматуры
Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважи-
ны автомобильными кранами, а также при помощи талевого
механизма, лебедки или подъемника.
В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными за-
движками требуется через 2—3 месяца смазывать подшипники
шпинделя жировым солидолом Ж (предыдущее обозначение
УС) по ГОСТ 1033—79. Он представляет собой мягкую масля-
нистую мазь от светло- до темно-коричневого цвета. Дисперси-
онной средой являются индустриальные масла, загустителем —
гидратированные кальциевые мыла естественных жиров (не ме-
нее 11%), а добавкой — вода (до 3%). Необходимо также через
штуцер в днище корпуса задвижки в соответствии с инструкци-
ей набивать в корпус задвижки уплотнительную смазку ЛЗ-162
или «Арматол-238».
9.7. Автоматизация фонтанных скважин
Фонтанные арматуры в зависимости от типа комплектуются
задвижками с ручным, дистанционным и автоматическим управ-
лением. Задвижки с дистанционным и автоматическим управ-
264
лением — пневмоприводные от станции управления. Станция
управления включает воздушные баллоны, пневмогидравличе-
ский насос, бак для жидкости и элементы пневмогидроавтома-
тики. Воздух для привода насоса берется от баллонов или воз-
душного компрессора. Станцией можно управлять дистанцион-
но, для чего на сигнальной линии монтируется соленоидный пи-
лотный клапан, срабатывающий от электросигнала с диспет-
черского пункта.
При эксплуатации фонтанных скважин находят применение
комплексы оборудования для предупреждения открытых фонта-
нов типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать от одной до
восьми скважин и обеспечивают герметичное перекрытие ство-
ла скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении
параметров (давления, дебита) работы скважин от заданных и
при возникновении пожара. Основные элементы комплексов —
пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь
НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления.
Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип
КУСА) или электрогидравлическим (тип КУСА-Э). Запорным
органом служит хлопушка или шар. Клапан-отсекатель может
быть закрыт со станции управления принудительным путем или
дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией
управления посредством промысловой телемеханики.
Наземное оборудование включает в себя фонтанную армату-
ру со специальной катушкой для ввода в затрубное простран-
ство и уплотнения трубки управления; станцию управления; на-
правляющий распределитель; распределитель; температурный
предохранитель и электроконтактный манометр (последний для
типа КУСА-Э). Скважинное оборудование может иметь восемь
схем компоновки. В общем случае оно включает клапан-отсека-
тель, пакер со срезным клапаном, циркуляционный клапан для
освоения скважины, циркуляционный клапан для аварийного
глушения скважины, ингибиторный клапан, разъединитель ко-
лонны и телескопическое соединение.
В процессе эксплуатации посредством ингибиторного клапа-
на при необходимости через затрубное пространство дозируют
поступление в подъемные трубы ингибиторов коррозии и пара-
финообразования. Разъединитель позволяет при ремонтах от-
соединять от пакера колонну подъемных труб с вышерасполо-
женным скважинным оборудованием без глушения скважины.
Телескопическое соединение компенсирует температурные удли-
нения подъемных труб при фиксировании их концов у пакера
и на устье.
Подбор клапана-отсекателя и остального оборудования осу-
ществляют в зависимости от температуры и давления рабочей
среды, диаметров эксплуатационной колонны и подъемных
труб, Наличия механических примесей в продукции.
265
Наземное оборудование комплексов предназначено для ра-
боты в условиях умеренной климатической зоны при темпера-
туре окружающего воздуха 229—310 К- Скважинное оборудова-
ние предназначено для работы в среде нефти, газа, газоконден-
сата, пластовой воды с температурой не более 393 К, pH от 4,2
до 6,8 и содержанием механических примесей до 0,1 г/л при ра-
бочем давлении до 50 МПа.
Имеются также автоматические клапаны-отсекатели, сраба-
тывающие при увеличении дебита скважины выше заданного.
Они устанавливаются на конце НКТ.
Автоматизация фонтанной скважины также предусматривает
автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным от-
секателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатыва-
ет автоматически и перекрывает трубопровод при повышении
давления в нем на 0,45 МПа (образование парафиновой проб-
ки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопро-
вода). Для его управления не требуется дополнительной энер-
гии других источников. Манометрами осуществляется местный
контроль буферного и затрубного давлений.
9.8. Техника безопасности и противопожарные
мероприятия при фонтанной эксплуатации скважин
Важные условия безопасности и нормальной эксплуатации
фонтанных скважин — соблюдение технологического режима.
Для этого должен быть установлен тщательный контроль за
всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. На-
рушение режима может привести к открытому фонтанированию.
Фонтанные скважины оборудуют опрессованной фонтанной
арматурой, для предотвращения открытого фонтанирования
применяют клапаны-отсекатели, а у фонтанной арматуры уста-
навливают площадку с лестницей и перилами.
Для измерения буферного давления и давления на затруб-
ном пространстве на фонтанных скважинах должны стационар-
но устанавливаться манометры с трехходовыми кранами. Трех-
ходовой кран позволяет снимать манометр при стравленном
давлении.
Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо
перевести поток с рабочего на резервный выкид, закрыть за-
движку на рабочем выкиде, затем снизить давление в струне за
штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установлен-
ного на линии.
Снижать затрубное давление газа разрешается только при
помощи штуцера через вторую от крестовика задвижку при от-
крытой первой.
Обвязку скважины и аппаратуры следует отогревать только
паром или горячей водой. Нефтепроводы высокого давления
266
должны прокладываться из безшовных стальных труб, соединен-
ных сваркой.
При нарушении герметичности оборудования происходит
утечка нефти и газа, загрязняется территория, возникает опас-
ность пожара и отравления нефтяным газом. Поэтому негерме-
тичности должны быть своевременно ликвидированы, а терри-
тория должна содержаться в чистоте.
9.9. Мероприятия по охране
окружающей среды на нефтяных и газовых промыслах
Охрана окружающей среды — это система мероприятий по
предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды
и земель, то есть природной среды.
Основная часть загрязнителей атмосферы — газ из трубо-
проводов и резервуаров. Для уменьшения загрязнения воздуха
на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные
технологические и организационно-технические мероприятия.
Им уделяется особое внимание на месторождениях, в газе ко-
торых содержится сероводород (Астраханское — до 30%; Сара-
товское— до 6,1%; Оренбургское —до 4,7% и др.). К основным
таким мероприятиям относят:
правильный выбор материала для оборудования, трубопро-
водов и арматуры;
герметизация систем добычи, транспорта и промысловой
подготовки газа и газоконденсата;
применение систем автоматизации, обеспечивающих аварий-
ное отключение оборудования и установок без разгерметизации
оборудования;
применение в качестве топлива и для технологических нужд
газа, прошедшего осушку и сероочистку;
применение закрытой факельной системы для ликвидации
выбросов сероводорода при продувке скважин, трубопроводов,
при ремонте с последующим его сжиганием в факелах; умень-
шение продолжительности продувок.
Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными
компонентами предусматривают сжигание газа в факелах, обо-
рудованных огнепреградителями.
Для уменьшения выбросов сероводорода и углеводородов с
поверхностей испарения, из резервуаров рекомендуют использо-
вать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на сжигание,
системы улавливания паров и др.
Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разли-
вами нефти и газоконденсата при повреждении трубопроводов
и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение
больших площадей возможно при фонтанировании нефти. Нефть
просачивается в грунт и загрязняет грунтовые воды. При этом
267
разрушается структура почвы, нарушается корневое питание
растений. Для локализации и предотвращения перемещения раз-
литой нефти своевременно создают различные заграждения.
Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуются
большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабаты-
вать и выполнять различные мероприятия по лучшему исполь-
зованию земель, предотвращению потрав сельскохозяйственных
угодий. Предусматривается увеличение плотности застройки
промысловых территорий, использование однотрубных систем
сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и ком-
муникаций одинакового назначения параллельно, в одной
траншее, группирование скважин в кусты и использование на-
клонно-направленного бурения. На участках временного поль-
зования, например прокладки трубопровода, осуществляется
рекультивация (восстановление) земель. Плодородный слой сни-
мают, складируют и после выполнения технологических работ
снова возвращают на прежнее место.
Контрольные вопросы
1. Запишите уравнение баланса энергий в добывающей скважине и на
его основе уравнение баланса давлений.
2. Запишите условие артезианского фонтанирования н дайте его графи-
ческую интерпретацию.
3. Поясните семейство кривых лифтирования.
4. Что понимаем под истинным и расходным газосодержанием потока?
5. Что понимаем под эффективным газовым фактором? Запишите усло-
вие газлифтного фонтанирования и дайте его графическую интерпретацию.
6. Расскажите о последовательности расчета фонтанного подъемника.
7. Что называем регулировочными кривыми работы фонтанной скважи-
ны? Как их используют?
8. Охарактеризуйте процесс отложений парафина и методы борьбы с
ними.
9. Какие опасности возможны при фонтанной эксплуатации скважин и
что предпринимают для их предупреждения?
ГЛАВА 10
ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
10.1. Общая характеристика газлифтного
способа добычи нефти
Область применения газлифта
Область применения газлифта — высокодебитные скважины
с большими забойными давлениями, скважины с высокими га-
зовыми факторами и забойными давлениями ниже давления на-
сыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины,
а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных усло-
268
виях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газ-
лифт характеризуется высокой технико-экономической эффек-
тивностью, отсутствием в скважинах 'механизмов и трущихся
деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования
работы.
Принцип работы газлифта
По мере разработки месторождения условия эксплуатации
скважин ухудшаются: обводняется продукция —увеличивается
гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоко-
вязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в
стволе и выкидной линии, что приводит к росту забойного р3 и
устьевого р2 давлений, уменьшается эффективный газовый фак-
тор 6Эф и увеличивается потребный удельный расход газа/?0;
при отсутствии применения или недостаточной эффективности
ППД возможно уменьшение пластового давления рПЛ, а также
соответственно забойного р3 и башмачного pi давлений, что
вызывает увеличение удельного расхода Ro. Это приводит к на-
рушению условия фонтанирования, то есть
бэф<^0. (Ю.1)
Так как условию 6Эф=/?о соответствует минимальное забой-
ное давление р3 min фонтанирования, а р3пнп<Рпл, то скважина
прекращает фонтанирование при определенном дебите Q>0.
С увеличением р3 уменьшается Ro, поэтому осуществлением
ППД продлевается период фонтанирования до наступления оп-
ределенной обводненности пв, а при большой гидропроводности
пласта иногда даже до 100%-ной обводненности продукции.
Логическим продолжением фонтанной эксплуатации являет-
ся газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количе-
ство газа для подъема жидкости закачивают в скважину с по-
верхности. Если притекающую пластовую энергию, характери-
зуемую газовым фактором 6Эф, дополняют энергией газа, за-
качиваемого в скважину с поверхности, происходит искусствен-
ное фонтанирование, которое называют газлифтным подъемом,
а способ эксплуатации — газлифтным. Тогда условие работы
газлифтного подъемника (газлифта) аналогично условию газ-
лифтного фонтанирования можно записать
Сэф-ЬДо зак^-^0, (Ю-2)
где Ro зак — удельный расход закачиваемого газа (отнесенный
к расходу поднимаемой жидкости).
Системы и конструкции газлифтных подъемников
Конструкция любого газлифтного подъемника должна обес-
печивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа
и для подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такие
269
каналы могут быть созданы либо двумя параллельными (лифт
Поле), либо концентрично расположенными (лифт Саундерса)
рядами труб.
Ввиду сложности спуска в скважину на большие глубины
двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу у баш-
мака, и невозможности использования НКТ больших диаметров
при малом (96,3—140,3 мм) диаметре эксплуатационной колон-
ны лифт Поле не получил распространения.
В зависимости от числа рядов труб, концентрично располо-
женных в скважине, различают двухрядные, полуторарядные и
однорядные подъемники (рис. 10.1). В первых двух подъемни-
ках внешний ряд труб спускают до интервала перфорации для
улучшения условий выноса песка с забоя за счет увеличения
скорости потока. Газ подают в межтрубное пространство меж-
ду первым (внешним) и вторым (внутренним) рядами труб.
Рис. 10.1. Конструкции и системы газлифтных подъемников:
а, б, в — соответственно двух-, полутора- и однорядный подъемники кольцевой системы;
г — однорядный подъемник центральной системы
Однако ввиду большой металлоемкости, стоимости, осложнения
при увеличении глубины спуска подъемных (внутренних) труб
из-за необходимости предварительного изменения подвески
внешнего ряда труб полуторарядного подъемника, обеспечения
условий выноса песка другими путями двух- и полутораряд-
ные подъемники не применяются. Их применение может быть
оправдано как вынужденная мера при отсутствии герметичности
эксплуатационной колонны.
В настоящее время применяется однорядный подъемник, при
котором в эксплуатационную колонну спускается один ряд
НКТ. Он является наименее металлоемким и наиболее деше-
вым, обеспечивает возможность свободного изменения диаметра
и длины подъемных труб, причем диаметр может быть уже
значительно большим. Для обеспечения условий выноса песка с
270
забоя скважины трубы спускают до забоя, а газ вводят выше
на необходимой глубине через рабочий газлифтный клапан или
через 2—4 отверстия диаметром 5—8 мм в рабочей муфте. Кла-
пан или рабочая муфта при прохождении газа создают постоян-
ный перепад давления (0,1—0,15 МПа), который удерживает
уровень жидкости ниже точки ввода газа на 10—15 м и обеспе-
чивает тем самым равномерное поступление газа в подъемные
трубы. Этим уменьшаются пульсации в работе, которые спо-
собствуют разрушению пласта и образованию песчаных пробок.
Для очистки забоя от песка обратной (закачкой жидкости
в НКТ) промывкой скважины рабочий газлифтный клапан
снабжают дополнительным узлом обратного клапана, который
перекрывает отверстия и жидкость идет не через газлифтный
клапан, а через башмак НКТ. В дополнение к этому большое
затрубное пространство позволяет устанавливать газлифтные
клапаны вдоль колонны НКТ.
В зависимости от направления подачи газа различают коль-
цевую и центральную системы подъемников. При кольцевой си-
стеме газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное)
пространство (см. рис. 10.1, а, б, в), а при центральной —
в центральные трубы (см. рис. 10.1, г). На практике газлифт-
ные скважины в основном работают по кольцевой системе. Это
обусловлено следующим:
оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при
малых проходных сечениях;
песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их
обрыв;
при добыче парафиновой нефти периодическое удаление от-
ложений парафина со стенок кольцевого пространства затруд-
нено.
Разновидности газлифта, их технологические схемы
В качестве газа можно использовать воздух или углеводород-
ный газ. Тогда подъемник соответственно называют эрлифтом
или газлифтом.
Эрлифт впервые был применен на бакинских промыслах по
предложению инженера В. Г. Шухова в 1897 г. Преимущество
эрлифта состоит только в неограниченности источника воздуха.
При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается
полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фрак-
ций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее
стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие
затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газ-
лифт.
Газ может подаваться с помощью компрессора. Такую раз-
новидность газлифта называют компрессорным газлифтом.
271
Рис. 10.2. Технологическая схема
газлифтной системы:
1,3 — входной и выходной сепараторы; 2 —
компрессорная станция; 4 — магистральный
внутрипромысловый газопровод; 5 — газо-
распределительная батарея; 6 — разводя-
щий газопровод; 7 — газлифтная скважина;
8 — выкидной шлейф; 9 — сепарационная
замерная установка; 10, // — сепараторы
первой и второй ступени
В качестве газа можно ис-
пользовать нефтяной или при-
родный углеводородный газ.
При компрессорном газ-
лифте (способе эксплуатации
скважин) с использованием
нефтяного газа последний от-
деляют от добываемой нефти,
подвергают промысловой под-
готовке и закачивают в газ-
лифтные скважины (замкну-
тый газлифтный цикл, предло-
женный в 1914 г. М. М. Тих-
винским) .
Технологическая схема
газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифт-
ные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки
нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа, га-
зораспределительные батареи и газопроводы высокого давле-
ния (рис. 10.2). Природный газ может подаваться из соседнего
газового месторождения, магистрального газопровода или газо-
бензинового завода. По данным технико-экономических расче-
тов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких
десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном
промысле не требуется. Технологическая схема в данном слу-
чае упрощается.
Газлифт может быть компрессорным и бескомпрессорным.
При бескомпрессорном газлифте природный газ под собст-
венным давлением поступает из скважин газовых или газокон-
денсатных месторождений. Там же осуществляется его очистка
и осушка. На нефтяном промысле иногда его только подогре-
вают. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной пло-
щади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи
может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный
газлифт. Его отличительная особенность — поступление газа из
выше- или нижезалегающего газового пласта непосредственно
в нефтяной скважине.
Если на промысле уже организована газлифтная эксплуата-
ция скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (ме-
нее 50 т/сут), то для повышения технико-экономической эффек-
тивности добычи нефти работу скважин можно перевести с не-
прерывного газлифта на периодический, при котором газ зака-
чивается в скважину периодически.
Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти
Эффективность работы любого механизма или системы опре-
деляется коэффициентом полезного действия, равным отноше-
Таблица 10.1
Усредненные значения коэффициентов полезного действия
газлифтной системы и ее звеньев
Звено Газлифт
компрессор- ной бескомпрес- сорный внутрисква- жинный
Газовый двигатель 0,43 —
Поршневой компрессор 0,85 — —
Газодобывающая скважина .— 0,85 0,85
Магистральный газопровод 0,98 0,98 —
Газораспределительная батарея 0,94 0,94 —
Разводящий газопровод 0,98 0,98 —
Газлифтная скважина 0,41* 0,41 0,41
Вся система 0,14 0,32 0,35
* Интервал изменения 0,1—0,6.
нию полезной (отдаваемой) мощности к подведенной (полной)
мощности. При многократном превращении или передаче энер-
гии отдаваемая мощность одним звеном в то же время являет-
ся подводимой энергией последующего звена системы. Общий
коэффициент полезного действия такой системы как отношение
отдаваемой системой мощности к подведенной к ней мощности
равен произведению коэффициентов полезного действия на всех
ступенях передачи энергии. Тогда для всей компрессорной газ-
лифтной системы
Т]глс = Т]гдТ]ксТ)мгТ]грбТ]ргТ]скв, (10.3)
где т]глс, Т]гд> Лкс, Лиг, Лгрб, Лрг, Лскв — коэффициент полезного
действия соответственно газлифтной системы, газового двигате-
ля компрессора, поршневого компрессора, магистрального газо-
провода, газораспределительной батареи, разводящего газопро-
вода и скважины.
Усредненные значения коэффициентов полезного действия
газлифтной системы и ее звеньев для условий Западной Сибири
приведены в табл. 10.1. Анализ таблицы выявляет два направ-
ления повышения эффективности: уменьшение числа звеньев,
то есть применение внутрискважинного газлифта и повышение
коэффициентов полезного действия каждого звена, особенно га-
зового двигателя и газлифтной скважины. Коэффициенты по-
лезного действия звеньев системы, кроме газового двигателя и
компрессора, тем выше, чем меньше отличаются давления на
входе и выходе из звена. Повышения энергетической эффектив-
ности можно достигнуть правильным подбором параметров ра-
боты газлифтной системы (забойного р3, рабочего рР, устьево-
18—1020 273
то р2 давлений, диаметра подъемных труб d) и смежных систем
(систем сбора продукции, ППД).
Отсюда следует, что внутрискважинный газлифт по срав-
нению с компрессорным и бескомпрессорным характеризуется
наибольшей эффективностью.
В целом системе компрессорного газлифта присущи следую-
щие недостатки:
низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной си-
стемы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и
скважины;
большие капитальные вложения на строительство компрес-
сорной станции и газопроводов;
большие энергетические затраты на компримирование (сжа-
тие) газа;
сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслу-
живание компрессорной станции.
Газлифт можно применять только при наличии достаточно-
го количества углеводородного газа. Поэтому ввиду названных
недостатков газлифта проводят технико-экономическое сопо-
ставление газлифтного и насосного способов эксплуатации и
выбор наиболее эффективного способа. Отметим, что при бес-
компрессорном газлифте себестоимость добычи нефти может
быть в несколько раз меньше, чем при эксплуатации штанго-
выми насосными установками.
•Оборудование устья газлифтных скважин
Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудова-
нию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фон-
танная арматура, обвязка которой зачастую позволяет пода-
вать газ в затрубное пространство и в НКТ.
В настоящее время используются комплектные газлифтные
установки для непрерывного компрессорного газлифта типа Л и
для наклонно-направленных скважин типа ЛН. Например,
Л-60Б-210, где 60—условный диаметр колонны подъемных труб,
мм (60; 73; 89 мм); Б —условный наружный диаметр газлифт-
ных клапанов (А, Б, В — соответственно диаметры 38, 25 и
20 мм); 210 — рабочее давление, кг/см2 (21 МПа). Эти уста-
новки обеспечивают автоматический пуск и освоение скважин,
стабильную работу в заданном режиме, возможность перехода
с фонтанной эксплуатации на газлифтную без подъема НКТ и
возможность спуска в НКТ до забоя любого технологического
оборудования (манометров и др.).
Установки типа Л включают фонтанную арматуру
АФКЗа-65-210 и скважинное оборудование (см. последующие
разделы).
274
10.2. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию
Для ввода в работу новых и отремонтированных скважин
осуществляют их пуск. Пуск скважины заключается в вытесне-
нии жидкости газом в линии газоподачи до башмака подъемных
труб методом продавки и ввода газа в подъемные трубы.
Пусковое давление
Перед пуском скважина (рис. 10.3) заполнена жидкостью
(дегазированной нефтью, водой или другой жидкостью глуше-
ния). Уровень ее в скважине соответствует пластовому давле-
нию. Для общности рассмотрения принят двухрядный подъем-
ник.
Рис. 10.3. Схема для расчета пуска скважины в эксплуатацию методом про-
давки сжатым газом (а) и изменение давления закачиваемого газа на устье
во времени при пуске (б)
Наибольшее давление газа, которое возникает при пуске,
называют пусковым давлением рп- Давление закачки газа в про-
цессе эксплуатации скважины называют рабочим давлением рР,
причем рп>Рр- Это обусловлено следующим:
пуск осуществляется при статическом уровне hcr, а работа —
при динамическом /гд</гСт (депрессия уровня Д/го=/гст—hK); со-
ответственно погружение труб под уровень —
в подъемных трубах уровень повышается на высоту Д/i и на
момент поступления газа в НКТ условное погружение состав-
ляет
При пуске вытесняемая жидкость в основном перемещается
в подъемные трубы и затрубное пространство и частично погло-
18
275.
щается пластом (поскольку на пласт создана репрессия уровня
Ah). Достигнув башмака подъемных труб, газ поступает в них,
и расширяясь, всплывает. Плотность газожидкостной смеси
уменьшается, уровень ее повышается до устья, после чего про-
исходит выброс части жидкости, уровень жидкости в затрубном
пространстве снижается ниже h„, начинается приток жидкости
из пласта. При достаточном расходе газа скважина выходит на
рабочий режим.
В процессе снижения уровня жидкости в линии газоподачи
до башмака подъемных труб и повышения уровня смеси в подъ-
емных трубах до устья давление газа на устье монотонно уве-
личивается до наибольшего значения рп. При выбросе жидкости
оно резко уменьшается и после нескольких колебаний, обуслов-
ленных инерционностью потоков в системе пласт — скважина,
выходит на уровень рр при непрерывном и достаточном расходе
газа. В «сухих» скважинах (отсутствие гидродинамической свя-
зи скважины с пластом, пласт непродуктивный) оно снизилось
бы до значения потерь давления на трение газа (см. пунктир-
ную линию на рис. 10.3, б).
При пуске скважины создается нарастающая во времени ре-
прессия давления, достигающая значения Ap = Ahpg, где р —
плотность скважинной жидкости; g— ускорение свободного па-
дения. Под действием этой репрессии происходит поглощение
жидкости пластом с расходом, который определяется продол-
жительностью продавки (темпом подачи газа), упругими про-
цессами перераспределения давления в пласте и состоянием
призабойной зоны (коэффициентом продуктивности). Если при-
забойная зона загрязнена, то в пласт уходит очень мало жид-
кости. Пренебрегая потерями давления на гидравлическое тре-
ние, можно записать пусковое давление у башмака подъемных
труб
рп= (h-\-Ah)pg. (10.4)
Неизвестное повышение уровня Ah можно оценить из урав-
нения баланса (равенства) объемов жидкости, вытесненной из
кольцевого пространства Ук, перемещенной в сообщаемые с ат-
мосферой трубное и затрубное пространства VT и ушедшей в
пласт Упл:
ук = Ут+Епл, (Ю.5)
откуда
FT = FK-VM=VK(l-b^)==VK(l-фп), (10.6)
гдефп=Епл/Ек — коэффициент, характеризующий поглощение
жидкости пластом (доля поглощенной жидкости от всей вытес-
ненной).
276
Так как VT= (FT-j-F3)Ah, VK = FKh, то уравнение (10.6) за-
пишем
{Fr+F3)\h = FKh(\— фп), (10.7)
откуда
= Д (1 —-фп) —, (10.8)
гттгз
где Fr, Fk, F3 — площади поперечного сечения соответственно
трубного, кольцевого и затрубного пространств.
Тогда пусковое давление
Рп = ^Г1 + (1 — фп)> 1 = mnhpg, (10.9)
L f ТТГ3 J
где тп=1+(1—i|)n)FK/(FT+F3) — коэффициент, .определяемый
соотношением площадей сечений и долей поглощенной жид-
кости.
При центральной системе подачи газа в формуле (10.9) ве-
личины FK и FT следует поменять местами, а для однорядного
подъемника принимают F3 = 0. В формуле (10.9) площади час-
то выражают через диаметры труб. Для однорядного подъемни-
ка неучет толщины стенки труб вносит погрешность менее 5%.
Из анализа формулы (10.9) следует:
при фп>0, то есть при частичном поглощении жидкости
пластом, рп меньше, чем при отсутствии поглощения (фп = 0);
'при фп=0 определяем рп с расчетным запасом; в зависимо-
сти от соотношения площадей сечений применяемых труб ве-
личина тп может изменяться от 1,13 до 8,49, причем большие
значения соответствуют однорядному подъемнику кольцевой
системы, средние — двухрядному и наименьшие — однорядному
центральной системы;
при фп-*1 (полное поглощение) pn-^/ipg; приблизиться к это-
му можно при очень медленных темпах подачи газа и соответ-
ственно большой продолжительности процесса продавки.
Продолжительность процесса продавки можно оценить от-
ношением объема кольцевого пространства V'K = FKL к расходу
закачиваемого газа, приведенному по уравнению Менделеева —
Клапейрона к давлению и температуре в скважине. В литерату-
ре имеются более точные уравнения, описывающие изменение
давления закачиваемого газа во времени с учетом поглощения
жидкости пластом.
Если при пуске уровень жидкости в подъемных трубах до-
стигнет устья раньше, чем газ подойдет до башмака подъемных
труб, и начнется перелив жидкости с противодавлением на
устье рч (например, в нефтесборную линию), то максимально
возможное пусковое давление (при h-\-k.h = L) запишется
Рп = Lpg-\-p2- (10.10)
Таким образом, всегда рп^рп max.
277
Методы снижения пускового давления
Так как всегда рп>Рр, то для пуска скважин необходимо-
иметь источник газа высокого давления в виде либо передвиж-
ного компрессора (аналогично как при освоении скважин), ли-
бо дополнительной газовой линии, рассчитанной на пусковое дав-
ление. Однако пусковое давление может быть очень высоким
(до 30—50 МПа в глубоких скважинах), а создание таких дав-
лений затруднительно из-за отсутствия компрессоров высокого-
давления, больших затрат на строительство газовой линии вы-
сокого давления, поэтому наиболее разумно применить методы
снижения пускового давления.
Анализируя процесс пуска и формулу пускового давления,
можно назвать несколько методов, основными из которых яв-
ляются следующие.
1. Пусковое давление при центральной системе меньше, чем
при кольцевой системе подъемника такой же конструкции. Пус-
ковое давление рп при однорядной конструкции снижают в
7,5 раз, а при двухрядной — на 11%. Следовательно, целесооб-
разно пуск осуществлять при центральной системе, а затем для~
работы произвести обратное переключение на кольцевую си-
стему.
2. Выше показано, что при пуске скважины создается реп-
рессия давления, которая обусловливает поглощение жидкости-
пластом. Поддерживая репрессию, можно обеспечить продавку"
в пласт большей части жидкости. Из рис. 10.3 следует, что при
этом давление рко, создаваемое компрессором, должно превы-
шать статическое давление у башмака подъемных труб:
pKo>/ipg. (10.11)
Ускорить процесс продавки жидкости в пласт и несколько-
уменьшить требуемое давление компрессора рко можно путем
последующего закрытия задвижки на кольцевом пространстве и
подачи газа в трубное и затрубное пространства, где уровень
до этого повысился. Этим можно увеличить репрессию почти &
2 раза. Иногда целесообразно затем разрядить давление газа в.
скважине и снова аналогично повторить процесс продавки.
3. Более быстро можно осуществить процесс с применением
пусковых отверстий. Сущность метода состоит в том, что на
подъемных трубах заблаговременно создают (сверлят) так на-
зываемые пусковые отверстия на определенных расстояниях от
устья и между собой.
При закачке газа в кольцевое пространство уровень снижа-
ется до первого отверстия и часть газа через него поступает в
подъемные трубы. В трубах образуется газожидкостная смесь,
уровень ее повышается и частично жидкость выбрасывается ив
скважины (аналогично работе газлифтной скважины при пода-
че газа через башмак, установленный на уровне первого отвер-
278
стия). Так как через отверстие в трубы поступает только часть
закачиваемого газа, то давление газа в кольцевом пространст-
ве остается высоким. В трубах по мере выброса жидкости дав-
ление на уровне отверстия уменьшается. Поэтому равенство
давлений в трубах и кольцевом пространстве восстанавливается
дальнейшим снижением уровня жидкости в кольцевом простран-
стве до второго отверстия. Это снижение уровня зависит от дав-
ления рко и плотности газожидкостной смеси в трубах (расхода
перетекающего в трубы газа). Если давление в трубах снизит-
ся ниже пластового давления рпл, то будет происходить приток
жидкости из пласта в скважину. Тогда вместо барботажа в
скважине будет осуществляться обычное лифтирование.
При поступлении газа через второе отверстие процесс сни-
жения давления и уровня жидкости повторится. Причем сниже-
ние уровня замедляется, так как часть расхода газа уходит в
трубы через первое отверстие. Таким образом, уровень жидко-
сти можно снизить до башмака подъемных труб, после чего газ-
лифт перейдет на нормальную работу.
4. Разработано много других практических приемов преодо-
ления трудностей, связанных с возникновением высоких пуско-
вых давлений — последовательный допуск труб, предваритель-
ное понижение уровня жидкости в скважине путем поршнева-
ния или тартания желонкой и др.
Основной метод снижения пусковых давлений — применение
пусковых газлифтных клапанов, которые для нормальной рабо-
ты газлифта перекрывают пусковые отверстия. Необходимость
их перекрытия вызвана повышенным расходом газа и уменьше-
нием коэффициента полезного действия на величину до 10%,
так как часть энергии расходуется на дросселирование в отвер-
стиях и уменьшается устьевое давление р2 вследствие роста
плотности смеси в нижней части подъемника из-за меньшего
расхода газа.
Пуск скважины с использованием пусковых газлифтных кла-
панов состоит в снижении уровня жидкости в кольцевом прост-
ранстве путем ввода в подъемные трубы закачиваемого газа
через последовательно расположенные на них газлифтные пус-
ковые клапаны и последующем выводе скважины на рабочий
режим. Главная особенность работы клапанов в отличие от от-
верстий заключается в том, что в момент поступления газа в
подъемные трубы через каждый последующий клапан закрыва-
ется предыдущий.
При работе скважины на заданном технологическом режи-
ме газ подают в подъемные трубы через нижний рабочий газ-
лифтный клапан (или башмак НКТ, рабочую муфту) при за-
крытых верхних пусковых клапанах. Установка газлифтных
клапанов вместо пусковых отверстий возможна только при од-
норядной конструкции подъемника.
279
Газлифтные клапаны
В настоящее время известно много различных типов газ-
лифтных клапанов. Их классифицируют по различным призна-
кам:
по назначению различают пусковые и рабочие клапаны. Пер-
вые применяют для пуска газлифтных и освоения фонтанных
скважин. Рабочие клапаны служат для подачи газа при нор-
мальной работе, оптимизации режима работы скважины путем
ступенчатого изменения глубины ввода газа в НКТ и периоди-
ческой' подачи газа в НКТ при периодической газлифтной экс-
плуатации;
по способу крепления в НКТ имеются клапаны: а) наруж-
ные (стационарные), которые крепятся на колонне НКТ сна-
ружи, для их замены или регулировки извлекают из скважины
всю колонну НКТ (рис. 10.4, а, в, г); б) внутренние (съемные) —
Рис. 10.4. Схемы газлифтных клапанов:
/ — сильфонная камера; 2— шток; 3 — отверстия для ввода газа в сильфонный клапав
н в газлифтную камеру; 4 — клапан; 5 — штуцерное отверстие; 6 — сальник; 7 —сква-
жинная газлифтная камера; 8 — основной (верхний) штуцер; 9— отверстия для ввода
газа в пружинный клапан; 10— шток с двумя (верхней и нижней) клапанными головка-
ми; 11— пружина; 12 — вспомогательный (нижннй) штуцер; 13 — гайка; 14 — насосно-
компрессорные трубы; 15—эксплуатационная колонна
крепятся внутри скважинных газлифтных камер, имеющих эл-
липтическое сечение (рис. 10.4,6); их устанавливают и извлека-
ют с помощью канатной техники;
по принципу действия выделяют клапаны: а) управляемые
давлением либо газа в затрубном пространстве (см. рис.
10.4, а, б), либо жидкости в НКТ (см. рис. 10.4, в); б) диффе-
ренциальные, которые открываются и закрываются в зависимо-
сти от перепада давлений в затрубном пространстве и в НКТ
на уровне клапана (см. рис. 10.4, г);
по конструктивному исполнению различают сильфонные (см.
рис. 10.4, а, б, в), пружинные (см. рис. 10.4, г) и комбинирован-
ные клапаны.
280
Сильфонные клапаны работают либо от давления в кольце-
вом (затрубном) пространстве рк (см. рис. 10.4, а, б), либо от
давления в трубах ртр (см. рис. 10.4, в). Их отличительный эле-
мент — сильфонная камера 1, заряженная азотом до давления
рс. Так как давление рс повышенное, то клапан нормально за-
крыт. Гофрированная стенка сильфона обеспечивает перемеще-
ние штока с клапанной головкой.
Пружинный газлифтный клапан (см. рис. 10.4, г) относится
к дифференциальному типу. Отличительным элементом его яв-
ляется пружина 11, которая держит шток прижатым к вспомо-
гательному (нижнему) штуцеру 12. При этом клапан нормаль-
но открыт. Расход газа через клапан (пропускная способность)
регулируется числом или размером отверстий 9.
Упругими элементами комбинированных клапанов служат
сильфон и цилиндрическая пружина, воспринимающая на себя
часть нагрузки. Это обеспечивает большую чувствительность
клапана к изменениям давления при открытии и закрытии.
Наибольшее применение нашли съемные сильфонные газ-
лифтные клапаны типа Г, например, Г-38, Г-38Р, где цифра ука-
зывает условный наружный диаметр клапана (в мм), буква
Р — рабочий клапан (без буквы Р — пусковой). Их применение
•обеспечило возможность пуска скважин при давлениях, превы-
шающих рабочее давление на 0,6—1 МПа, то есть почти при
рабочих давлениях. Клапаны устанавливают в карманы сква-
жинных газлифтных камер, где они фиксируются кулачковым
фиксатором, подпружиненной втулкой или фиксирующей цан-
гой. Для уплотнения клапана в кармане предусмотрены верх-
няя и нижняя посадочные поверхности, а для входа закачивае-
мого газа — перепускные отверстия.
Регулирование режима закачки газа осуществляется смен-
ными дросселями, а герметизация клапана в кармане — манже-
тами. Газлифтный клапан включает в себя также обратный кла-
пан, предназначенный для предупреждения перетока жидкости
из подъемных труб в затрубное пространство.
Эти клапаны извлекаются из скважины и устанавливаются
без ее глушения набором инструментов канатной техники. Для
проведения ремонтных работ в кармане устанавливается цирку-
ляционная пробка, а при необходимости заглушить перепуск-
ные отверстия — глухая пробка.
Тарировка газлифтных клапанов
Перед спуском в скважину сильфонные газлифтные клапаны
тарируют на специальном стенде, то есть настраивают на соот-
ветствующие давления открытия и закрытия. Для этого силь-
фонные камеры заряжают азотом при температуре 20 °C до рас-
четного номинального давления тарировки клапанов рНом.
281
В сильфонном клапане, управляемом давлением газа в коль-
це рк (рабочим давлением газа), на сильфон всегда действует
давление рк (см. рис. 10.4, а, б). При снижении давления рк
клапан закрывается. При закрытом клапане на площадь силь-
фона fc действует с одной стороны давление рк, а с другой —
давление азота в сильфоне рс, на площадь клапана fK (по окруж-
ности его прилегания к седлу) —аналогично давление газожид-
костной смеси в трубах ртр и давление рк. Из сопоставления
действующих сил можно записать условие открытия клапана
Ртр/к-^-Рк^С^Рк/к-ЬрС^С (10.12)
ИЛИ
РтрАс-фрк (/с — fK) >pcfc- (10.13)
Отсюда давление открытия клапана (давление газа в коль-
цевом пространстве)
Рк ОТ Рс f f Pvp-f (10.14)
1C—IK Jc — JK
ИЛИ
pKOT^PcKc ptp^Kf (10.15)
где Kc=fc/(fc—fx) — конструктивный коэффициент сильфона;
Кк = /к/(/с—/к)—конструктивный коэффициент клапана,
^с=тАг=/сГ/к;к/к=1 +~-=1+^к. (юле)
При открытом клапане на площадь сильфона действуют дав-
ление рс и рк. Клапан находится в среде газа под давлением рк
перед штуцерным устройством. Тогда условие закрытия клапана
Рс/с>Рк/с (10.17)
или
рс>рк, (10.18)
отсюда давление закрытия клапана (давление газа в кольцевом
пространстве)
рк закр^Рс* ' (10.19)
Приняв знак равенства в соотношениях (10.14) и (10.19),
определим разницу открывающего и закрывающего давлений
АРкл = Рк от Рк закр = РсКс РтрКк Рс =
= Рс (Кс — 1) — РтрКк = Кк (рс — Ртр) = Кк (Рк закр Ртр) . (10.20)
Из уравнения (10.20) следует, что рк От>рк закр, а изменени-
ем давления газа в затрубном пространстве можно управлять
работой клапана (открывать его или закрывать). С момента
282
начала подачи газа в затрубное пространство все клапаны от-
крываются. После поступления газа через клапан давление в
трубах ртр уменьшается, увеличивается перепад давления на
клапане, расход газа через клапан увеличивается, уменьшается
давление газа в кольце рк, и клапан закрывается. Такой клапан
часто используют в качестве пускового, поскольку им легко
управлять, изменяя рабочее давление газа.
На колонне подъемных труб размещают несколько пусковых
клапанов. Для того, чтобы при пуске и работе скважины выше-
лежащие клапаны, расположенные над рабочим клапаном, бы-
ли закрыты, давление закрытия каждого нижележащего клапа-
на принимают меньше давления закрытия расположенного над
ним клапана. Для этого уменьшают рабочее давление подачи
газа в скважину, регулируя его на устье или на газораспреде-
лительной батарее.
Для условий тарировки аналогично равенству (10.15) при
избыточном давлении ртр = 0 можно записать потребное номи-
нальное давление тарировки
Рном = рснКс, (10.21)
где Рен — давление в сильфоне при условиях тарировки (20 °C).
Согласно закону Шарля давление в сильфоне при темпера-
туре t (в °C) в месте установки клапана будет:
Pc = Pch-^- = Pch^, (10.22)
где Kt= (273-Н)/293 — температурный коэффициент. Тогда но-
минальное давление тарировки
Рном = ^с (10.23)
или, выражая произведение рсКс из равенства (10.15),
рном = {рк отДРтрКк) IKt, (10.24)
а давление азота в сильфоне при условиях тарировки
Рен = (Рк от+Ртр/Ск) / {KtKc). (10.25)
Для применяемых газлифтных клапанов диаметр штуцерно-
го отверстия составляет 3—12 мм, а коэффициент клапана Лк =
= 0,033—0,355 и коэффициент сильфона Дс= 1+Дк= 1,033—
1,355. Тогда, зная рк от, Ртр и Kt из других расчетов, определя-
ем давление зарядки рсн.
В сильфонном клапане, управляемом давлением в трубах
(см. рис. 10.4, в), на сильфон всегда действует давление ртр.
Тогда аналогично можно записать:
условие открытия клапана
Ртр/Гс+рДк>Рс/:с-|-Ртр/:к (10.26)
283
или
Ртр (/с /к) >Pcfс Рк/к;
(10.27)
давление открытия клапана |
1 Ртр ОТ^рсКс ркКк\ условие закрытия клапана Pcfc>pTpfc ИЛИ Рс>РтР; ; давление закрытия клапана Ртр закр^Рс; (10.28) (10.29) (10.30) (10.31)
,, разницу открывающего и закрывающего давлений Аркл = Ртр от Ртр закр= рсКс РкКк —' Рс — 1 = pc (Кс 1) ркКк= К к (Рс Рк) = Кк (Ртр закр Рк) J номинальное давление тарировки j Рном = РснКс = (Ртр от^Рк^к) /Kt', давление азота в сильфоне при условиях тарировки Рен = (ртр ОТ~\~РкКк) / (KiKc) . (10.32) (10.33) (10.34)
В открытом пружинном клапане (см. рис. 10.4, г) на ниж- нюю клапанную головку действуют давления рк и ртр и сила 1 натяжения пружины Fn. Тогда условие закрытия клапана мож- но записать Рк/г^Ртр/г+^п (10.35) или (рК —Ртр)/2>/7п, (10.36) откуда Арзакр/2>^п, (10.37) i $
где fz — площадь сечения нижнего штуцера; Ар3акр = Рк—РтР— закрывающий перепад давления. При закрытом клапане на верхнюю клапанную головку дей- ' ствуют давления рк, ртр и сила Fn. Тогда аналогично имеем L pKfi<pTph~\~Fn', (10.38) (Рк —pTP)fi<Tn; (10.39> ; Арот/1<-Рп, (10.40 >
284
где Дрот = Рк—Ртр — открывающий перепад давления; fj— пло-
щадь сечения верхнего штуцера.
Сопоставим эти условия по силе Рп:
Арзакр/г-^" Fn>ApoT^i (10.41)
или
Арзакр> Арот/1//г- (10.42)
Так как Л>/2, то Лр3акрЗ>Арот. Величины Арзакр и Дрот-
можно регулировать изменением Fn и f2. Сила натяжения пру-
жины Fn регулируется гайкой.
Расчет размещения пусковых клапанов
Снижение уровня жидкости до первого пускового клапана
происходит при балансе давлений
рко = рп~\-р2, (10.43)
где рко — устьевое давление газа, развиваемое компрессором;
pn = m„L'1pg — достигнутое пусковое давление, определяемое по-
формуле (10.9); L'i — снижение уровня жидкости в кольцевом
пространстве ниже статического уровня [аналог h в формуле-
(10.9)]; р2 — противодавление на линии выброса жидкости.
Тогда из уравнения (10.43) находим
А/= (Рко —р2)/("1пр^). (10.44)
Если расстояние от устья до статического уровня
где h'cT — H—hCT, Н — глубина скважины, то расстояние от устья
до первого клапана аналогично формуле (10.10) будет равно
А1=(Рко —p2)/(pg). (10.45)
При /i'CT>T'i имеем расстояние от устья до первого пуско-
вого клапана
L^h'^+LF. (10.46)
Дальнейший расчет выполняется в зависимости от принципа
действия клапана.
Применительно к газлифтным клапанам, управляемым дав-
лением закачиваемого газа, давление открытия первого от устья
клапана ркото) принимают равным максимальному давлению-
закачиваемого газа на устье скважины рко, то есть рк от<1) = рко.
Давление открытия каждого последующего (i+l)-ro пускового-
клапана рк otg+ij уменьшают таким образом, чтобы оно равня-
лось давлению закрытия предыдущего i-ro клапана, то есть
Рк от(г+1) = Рк закр(г). Давление открытия рабочего клапана долж-
но быть меньше давления открытия последнего пускового кла-
пана на 0,25 МПа и более. Это необходимо для того, чтобы при-
285
нормальной работе все пусковые клапаны были закрытыми,
а газ поступал в подъемные трубы только через рабочий кла-
пан. Расчет размещения второго и последующих клапанов ве-
дется по формулам
L2 = Ai+A2/; (10.47)
L
(10.48)
L^Li^+Li', (10.49)
где Li — расстояние от устья до Аго клапана; А/ — расстояние
между (i—4)-м и Ам клапанами.
Так как в момент открытия второго клапана первый закры-
вается, то для этого момента можно записать уравнение балан-
са давлений в затрубном пространстве и трубах на уровне вто-
рого клапана:
Ркзакр(1) — L2pg -l-Lj
(10.50)
откуда
Ркзакр(1)
=------------
(10.51)
pg
где (Др/АЛ)1 — градиент давления газожидкостной
лонне подъемных труб выше первого клапана (ввиду трудно-
сти определения его обычно принимают равным 0,2 pg).
Аналогично записываем для третьего и Аго клапанов:
смеси в ко- •
Рк закр(г)
------------
Pg
(10.52)
•Ркзакр(г-1)
(10.53)
подъемных
Pg
Сильфонные клапаны, управляемые давлением в
-трубах, размещают согласно расчету по одному из двух методов.
По первому методу все клапаны в рабочих условиях имеют
одинаковое давление открытия рот, которое выбирается равным
75% рабочего (или пускового) давления скважины или на 1,05—
1,4 МПа меньше его. Расчет выполняется с учетом того, что пус-
ковое давление скважины равно его рабочему давлению.
Предварительно определяют давление нагнетаемого газа
на забое р3 по барометрической формуле
р3 = ркоеаН, (10.54)
где Я — глубина скважины; е — основание натурального лога-
рифма; а = 0,03415 pr/(zr7'cp); рг —относительная плотность газа
286
(по отношению к плотности воздуха); Тср— средняя температу-
ра газа в скважине; zr — коэффициент сверхсжимаемости газа.
Строят график линейнего распределения давления закачивае-
мого газа вдоль ствола скважины. В дальнейшем давление газа
на заданной глубине определяют по этому графику. Вычисляют
первое приближение
^-2/== (рз — рот)/(pg)- (10.55)
По формуле (10.47) находят приблизительную глубину рас-
положения второго клапана. По указанному графику определя-
ют давление газа рг2 на уровне второго клапана. Пересчиты-
вают L'i (второе окончательное приближение)
U'=(PL2 -Рот)/(pg)- (Ю.56)
Тогда используя второе приближение величины /Л, по фор-
муле (10.47) находят глубину установки второго клапана L2.
При расчете глубины расположения третьего клапана допу-
скают, что расстояние между вторым и третьим клапанами рав-
но расстоянию между первым и вторым клапаном, то есть L's =
= L'2. Вычисляют L'3 по формуле (10.48) и по указанному вы-
ше графику определяют давление газа в затрубном пространст-
ве на уровне третьего клапана р^. Пересчитывают расстояние-
L'3 с использованием рь3- Аналогично определяют глубину рас-
положения остальных клапанов.
По второму методу задают одинаковую для всех клапанов
разность Дркл пускового и открывающего давлений в рабочих
условиях, равной 1,05—1,4 МПа или 25% от устьевого рабочего
давления рР закачиваемого газа. Вычисляют перепад давления,
необходимый для определения расстояния между предыдущим
и последующим клапанами, начиная со второго клапана, то есть-
Api = pKo — рР+ (1,05-4-1,4) (10.57)
или
Ар1=рк0 — 0,75рР. (10.58)
Определяют расстояние между клапанами
M=hpi/(pg). (10.59)
Рассчитывают глубину установки любого i-ro клапана
(10.60)
Затем для тарировки клапанов определяем по барометриче-
ской формуле давление газа на уровне каждого клапана.
В случае применения пружинных клапанов расчет выполня-
ем следующим образом (отметим, что в момент открытия оче-
редного клапана предыдущий закрывается). На уровне второ-
го клапана установится равенство давления в кольцевом про-
287/
странстве рко и давления в подъемных трубах, создаваемого
суммой давления газожидкостной смеси от устья до первого
клапана pTP(i) и гидростатического давления негазированного
столба жидкости высотой L'2 от первого до второго клапана
Рст(1),
рко =Ртр(1)+Рст(1) (10.61)
ИЛИ
Рко = Ртр(1)_|_^2 pg> (10.62)
откуда расстояние между первым и вторым клапанами
^-2 = (рко Ртр(1))/(р^). (10.63)
Расстояние от устья до второго клапана будет
L2 = Li+L2'. (10.64)
Аналогично выполняются расчеты для любого i-ro клапана:
Z: = .Pko-PjPG-i) . (10 65)
Li = (10.66)
С увеличением глубины расстояния между клапанами умень-
шаются: L/i>AZ2>A/3> ... >L't.
Трудности возникают при расчете давления в трубах на
уровне любого клапана ppT(i). Оно рассчитывается по формулам
работы газожидкостного подъемника на режиме нулевой пода-
чи. Для этого необходимо знать расход газа, который определя-
ется формулой расхода при истечении газа через отверстие. Ско-
рость истечения газа через отверстие принимается равной скоро-
сти звука, тогда отношение давлений в кольцевом пространстве
и трубах равно критическому. Отсюда определяют диаметр от-
верстия штуцера, затем расход газа через отверстие и по нему
.РтрИ). Для упрощения расчетов используют графики.
Отметим, что более точно расчет размещения клапанов мож-
но выполнить графическим методом путем построения кривых
распределения давления вдоль подъемных труб p(z).
При работе скважины на заданном технологическом режиме
подача газа в подъемные трубы осуществляется через нижний
рабочий газлифтный клапан (или башмак НКТ, рабочую муф-
ту) при закрытых верхних пусковых клапанах. Рабочее давление
газа в газлифтной скважине должно быть меньше давления
закрытия пусковых клапанов. Глубина размещения рабочего
клапана принимается равной глубине размещения последнего
пускового клапана. Для повышения надежности пуска скважи-
ны фактическое число клапанов принимают на 10—15% больше
расчетного.
288
Спуск и подъем съемных клапанов, используемый инструмент
Конструкция современного оборудования, применяемого при
газлифтной эксплуатации скважин, предусматривает выполне-
ние внутрискважинных операций специальной канатной техни-
кой без подъема НКТ, без глушения и последующего освоения
скважины. К таким операциям относится установка и извлече-
ние газлифтных клапанов. В комплекс канатной техники вхо-
дят канатный инструмент, оборудование устья и лебедка с гид-
роприводом.
Канатный инструмент состоит из трех наборов. Стандартный
набор включает инструменты, спускаемые в скважину при лю-
бых операциях по обслуживанию. С их помощью производят
удары вверх и вниз, а также крепят проволоку. К нему относят-
ся устройство для закрепления проволоки УЗП; шарнир Ш16;
грузовые штанги ШГр и 1ШГр, гидравлический ЯСГ и механи-
ческий ЯСМ яссы для сообщения набору инструментов, спу-
скаемых в скважину, ударных импульсов (ЯСГ — для удара
вверх и ЯСМ — вверх или вниз).
Второй набор — инструменты для установки в скважине и
извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фиксато-
рами. К этому набору относятся рычажный ОР и консольный
ОК отклонители для посадки оборудования в скважинные ка-
меры; инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК; цан-
говый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудова-
ния из камер, а также других инструментов.
Третий набор — инструменты вспомогательного назначения,
применяемые при подготовке скважин к эксплуатации, а также
при проведении ремонтных и исследовательских работ. К ним
относятся выпрямитель проволоки ВОП; ловильный проволоч-
ный инструмент ИЛИ; трубный шаблон ШТ; печать; гидроста-
тическая желонка ЖГС; скребок парафина СП; приемный кла-
пан КПП; правочный инструмент ИП; ограничитель; шток;
керн. Набор инструментов К.ИГК показан на рис. 10.5 (К —
комплект; И — инструментов; Г — для газлифтных; К—клапа-
нов) . I
Оборудование устья газлифтное ОУГ-80Х350 (рис. 10.6)
устанавливают на буферную задвижку арматуры устья.
Инструмент спускается в скважину на стальной проволоке
диаметром 2,34 мм (иногда 1,82 и 2,06 мм) с помощью лебедки
с гидравлическим приводом ЛСГ1К-131, смонтированный на
шасси автомобиля ЗИЛ-131А. Применение гидропровода позво-
ляет получить высокую чувствительность при управлении лебед-
кой, что крайне необходимо при установке и извлечении газ-
лифтных клапанов.
Газлифтный клапан устанавливают и извлекают при помощи
сборки инструментов стандартного и второго наборов. Схема ра-
19—1020
289
7 8
Рис. 10.5. Набор инструментов
КИГК:
а — для посадки газлифтных клапанов: 1 —
устройство закрепления проволоки; 2, 6 —
грузовые штангн; 3 — шарнир; 4 — механи-
ческий ясс; 5 — рычажный отклонитель;
7 — инструмент для спуска газлифтных
клапанов;
б — для извлечения газлифтных клапанов:
/ — устройство закрепления проволоки; 2»
7 — грузовые штанги; 3 — шарнир; 4 — гид-
равлический ясс; 5 — механический ясс;
6 — рычажный отклонитель; 8 — цанговый
инструмент
Рис. 10.6. Оборудование устья газ-
лифтное ОУГ-80Х350:
1 — уплотнительный узел проволоки с на-
правляющим роликом; 2 — трехсекцнонный
лубрикатор; 3 — манометр с трехходовым
краном и разделителем; 4 — плашечный
превентор с ручным управлением; 5 — на-
тяжной ролик с очистительным устройст-
вом; 6 — цепь; 7 — стяжной ключ; 8 — мон-
тажная мачта; 9 — полиспаст
боты консольного отклонителя показана на рис. 10.7. Весь инст-
румент пропускают через камеру, в которую необходимо поса-
дить (извлечь) газлифтный клапан (рис. 10.7,а), а затем начи-
нают поднимать (рис. 10.7,6). При подъеме защелка 2 отклони-
теля попадает в паз 3 направляющей втулки скважинной каме-
ры. Упираясь в паз, защелка 2 толкает стержень 1 внутри от-
клонителя, который нижним концом воздействует на рычаг 4,
поворачивая его вокруг штифта 5 (рис. 10.7, в). Рычаг 4 откло-
няется на некоторый угол до упора в ограничитель (рис. 10.7, г)
и фиксируется. Под действием пружины рычаг малый 6 повора-
чивается вокруг штифта 7 и направляет инструмент в карман
скважинной камеры.
После того как клапан направлен отклонителем в карман
скважинной камеры, производят удары вниз. Клапан фиксирует-
ся в кармане. Для освобождения спускного инструмента от фик-
сатора производят ударный импульс вверх. При этом срезают-
ся штифты и инструмент освобождается. При подъеме инстру-
мента защелка 2 вновь попадает в паз ее направляющей втул-
-ки, ударным воздействием с поверхности срезаются удержива-
ющие ее штифты и она утапливается в корпусе, что позволяет
извлечь отклонитель из скважинной камеры (рис. 10.7,6).
Для извлечения газлифтного клапана спускной инструмент
заменяют подъемным. Головка фиксатора захватывается подъ-
емным инструментом, фиксатор освобождается ударом вверх,
и сборка клапана может быть извлечена на поверхность.
10.3. Основные расчеты по определению конструкции
и режимных параметров работы газлифтных подъемников
При проектировании газлифтной эксплуатации скважины
необходимо увязать между собой рабочее давление закачки га-
за рр, расход закачиваемого газа Уо зак, глубину ввода газа L
(длину подъемных труб) и диаметр подъемных труб d. Дебит
скважины Q и забойное давление р3 известны из проекта разра-
ботки. Давление на выкиде р2 определяется из условия нефте-
газосбора продукции. Тогда для задаваемых значений d и/?озак
строят кривую распределения давления от давления р2 по прин-
ципу сверху-вниз и от давления р3 по принципу снизу-вверх
(рис. 10.8). Точка пересечения этих линий определяет глубину
ввода газа L и давление газа на этой глубине pi. По формулам
расчета нисходящего потока газа определяют рабочее давле-
ние рР. Отметим, что поскольку в системе находится текучая
среда, то изменение давления в одной точке, например рр, при-
водит к изменению давлений во всей системе.
Для целей промысловой практики можно ограничиться рас-
четом по методике А. П. Крылова с использованием формул
(9.35) — (9.41). Расчет включает определение длины L и диамет-
19
291
Рис. 10.7. Схема работы консольного отклонителя
pa d НКТ, расхода закачивае-
мого газа Уозак и давлений.
Расчет выполняют при двух
условиях:
отбор жидкости из скважи-
ны ограниченный; это означа-
ет, что известен дебит Q по
жидкости, забойное давление
р3, расход притекающего газа
Кг; причины ограничения де-
бита рассмотрены выше (см.
раздел 9.5);
отбор жидкости из сква-
жины неограниченный, то есть
дополнительно подлежат оп-
ределению Q, р3, К; неогра-
ниченный отбор жидкости на-
значают из сильно обводнен-
ных (более 80%) скважин при
форсировании отборов из за-
/72 Рр P'S, Рм £
Лр
Рис. 10.8. Кривые распределения дав-
ления вдоль ствола газлифтной сква-
жины
лежи или с целью освоения скважин; однако во всех случаях
нельзя допускать разрушения пласта, роста газового фактора
и обводненности.
Отбор жидкости ограничен
Ограничение дебита Q равносильно фиксации забойного дав-
ления р3 согласно уравнению притока (9.11). Рабочее давление
рр известно для принятой системы газоснабжения и газораспре-
деления. Давление у башмака труб /ъ принимают обычно на
0,3—0,4 МПа меньше рабочего давления рр. Если p3>pi, то дли-
на подъемных труб (глубина ввода газа при использовании ра-
бочего газлифтного клапана)
L — H
___ Рз---Pl
Рсм£Г ’
(10.67)
где Н — глубина скважины; рсм — плотность смеси нефти, воды
и газа в зоне от башмака до забоя (среднее арифметическое
значение для условий башмака и забоя).
При РзС^-pi трубы устанавливают на 20—30 м выше верхних
отверстий перфорации, чтобы закачиваемый газ не мешал нор-
мальному притоку нефти или не поступал в продуктивный пласт
вверх по его восстанию.
Затем определяют:
диаметр труб по формуле А. П. Крылова при оптимальном
режиме
d = 0,263
Lpg
Pl—Pi
Lpg—(Pi—Pi)
(10.68)
293
удельный расход газа Ro опт при оптимальном режиме по
формуле (9.41);
удельный расход закачиваемого газа
Ro зак = Ro опт — Сэф! (10.69)
расход закачиваемого газа
Vo зак = /?о закС?, (10.70)
где Сэф определяется по формуле (9.44).
Если рассчитанный диаметр d не совпадает со стандартным
диаметром НКТ, то принимают ближайший меньший стандарт-
ный.
В случае, когда заданный дебит не обеспечивается при оп-
тимальном режиме, расчет выполняют при максимальном режи-
ме либо устанавливают режим, промежуточный между опти-
мальным и максимальным, либо переходят на центральную си-
стему подъемника, принцип расчета при которой изложен ниже.
Отбор жидкости не ограничен
В данном случае основное требование расчета сводится
к достижению возможно большего дебита скважины Q или
равносильно наименьшего забойного давления р3, которое до-
стигается, как это следует из формулы (10.67), при спуске труб
до забоя. Тогда трубы устанавливают на 20—30 м выше верх-
них отверстий перфорации. Понятно, что pi~p3. При данном
условии ограничения отбора могут быть вызваны либо эконо-
мическими причинами, либо техническими, а именно:
ограничен удельный расход закачиваемого газа, то есть,
исходя из экономических соображений, задан допустимый
удельный расход газа Ro доп,
ограничена пропускная способность подъемника.
В случае первой причины неизвестны р3 и d. Для их опре-
деления можно составить систему двух уравнений, принимая
режим работы оптимальным:
Ro доп + Сэф = ^0опт 1 Л1П 714
Q = QonT J
где Q, QonT, Ro опт и бЭф определяют соответственно по форму-
лам (9.11), (9.36), (9.41) и (9.44).
Так как р\^.р3, то выражая из первого уравнения d и под-
ставляя во второе, находят р3, затем — d, по уравнению при-
тока (9.11)—дебит скважины, а расход газа по уравнению
V03aK = RoaonQ. (10.72)
Диаметр мало влияет на определение р3, поэтому обычно
сначала задаются d = 0,063 м, из первого уравнения определя-
294
ют рз, по уравнению притока (9.11) вычисляют дебит, а по
нему с использованием формулы (9.36) — диаметр d.
Для глубоких скважин может оказаться, что pi<p3, тогда
L выражают по формуле (10.67) и подставляют в уравнения
системы (10.71).
Если расчетный диаметр НКТ d окажется больше макси-
мально возможного диаметра для данной эксплуатационной
колонны или удельный расход закачиваемого газа не ограни-
чен (вторая причина), то расчет ведут для центральной систе-
мы подъемника.
В случае ограничения дебита второй причиной для опреде-
ления неизвестного забойного давления составляют уравнение
по условию совместной согласованной работы пласта и газ-
лифтного подъемника при максимальном режиме
Q = Qmax, (10.73)
где Q и Qmax представляют формулами (9.11) и (9.35). Длину
труб L выражают по формуле (10.67).
Расчет выполняют для кольцевой и центральной систем.
Из двух найденных значений р3 принимают меньшее. Затем
определяют остальные величины по соответствующим форму-
лам. Отметим, что при расчетах для центральной системы сле-
дует использовать эквивалентные диаметры подъемных труб.
Зачастую отбор жидкости по затрубному пространству недопу-
стим (например при отложении парафина в стволе), тогда
ограничиваются только кольцевой системой подъемника.
10.4. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах
Источником газа для организации газлифта могут быть
компрессорная станция или скважины газового месторождения,
а также магистральный газопровод.
При компрессорном газлифте необходимое давление газа
создается на компрессорной станции компрессорами. Комплекс
оборудования при этом включает компрессорную станцию, га-
зораспределительные и газоснабжающие сети, системы подго-
товки газа.
Компрессорная станция для газлифтной эксплуатации обыч-
но используется также для магистрального транспорта газа и
закачки газа в залежь с целью ППД. Она включает машинный
зал с компрессорами, насосную станцию для охлаждающей во-
ды, градирню и водяные емкости, технологическую аппаратуру
с сепараторами, маслоотделителями, регенераторами смазоч-
ных масел, систему трубопроводных обвязок (приемные и вы-
кидные коллекторы, газовые, воздушные, водяные магистрали
и маслопроводы), распределительные устройства и трансфор-
маторы, вспомогательные службы и помещения. Нашли приме-
295
нение поршневые компрессоры с газовыми двигателями (газо-
мотокомпрессоры) и с электроприводом и центробежные с га-
зотурбинным и электрическим приводом.
В основном применяется групповая система газораспреде-
ления — газ подается в скважины через газораспределительные
батареи (ГРБ), которые устанавливают на газораспределитель-
ных пунктах (ГРП).
От компрессорной станции могут прокладывать два парал-
лельных газопровода:
рабочего давления (диаметром 102 мм) для подачи газа
в скважины при эксплуатации;
высокого (пускового) давления (диаметром 63 мм) для пу-
ска скважин. Применение пусковых газлифтных клапанов по-
зволило перейти на прокладку только одного газопровода ра-
бочего давления.
От ГРБ к газлифтным скважинам прокладывают отдельные
газотрубопроводы диаметром 38—63 мм в зависимости от рас-
хода газа. На ГРП устанавливают одну или несколько блочных
ГРБ-14. Каждая рассчитана на подключение 14 скважин с сум-
марным расходом газа до 170 тыс. м3/сут при давлении до
6,4 МПа.
На каждой линии устанавливают игольчатый регулировоч-
ный вентиль (штуцер) и измерительную шайбу (диафрагму),
обеспечивающую измерение давлений и расхода газа с по-
мощью дифференциального самопишущего прибора. Иногда
вместо штуцера используют регулятор давления «после себя»,
обеспечивающий постоянное давление в линии подачи газа на
скважину.
При подаче газа из магистрального газопровода или газо-
вых скважин распределение осуществляют аналогично.
Технология газлифта должна осуществляться по замкнуто-
му газлифтному циклу. Газ при перемешивании с нефтью на-
сыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для
повторного использования требует предварительной подготовки
(отделения газоконденсата, осушки от влаги и удаления меха-
нических примесей (пыли)).
Подготовка газа на нефтяных промыслах не осуществляет-
ся, так как он поступает уже очищенным и осушенным.
Для предотвращения осложнений, связанных с образовани-
ем кристаллогидратов, в поток вводят ингибиторы гидратооб-
разования (хлористый кальций, гликоли, метанол). Осуществ-
ляют также подогрев газа с помощью блочных передвижных
подогревателей газа, которые устанавливают вдоль газопрово-
да или перед ГРП. Подогреватели типа ППГ-1-64 обеспечива-
ют нагрев газа в змеевиках за счет теплоизлучения от раска-
ленных панелей беспламенных газовых горелок и- конвектив-
ного подогрева до 95 °C при расходе 150 тыс. м3/сут и давле-
296
нии до 20 МПа. Расход топливного газа при давлении 50—
70 кПа составляет 20—30 м3/ч.
Для удаления влаги и газоконденсата перед ГРБ устанав-
ливают влагоотделители различных конструкций.
Для отделения механических примесей газ пропускают че-
рез фильтры-пылеуловители.
10.5. Исследование газлифтных скважин
и установление режима их работы
Газлифтные скважины исследуют методом установившихся
режимов.
Задачами исследования являются: а) установление зависи-
мости притока жидкости от забойного давления, то есть Q (р3);
б) получение зависимости Q(Vo зак) *, в) выявление неполадок
в работе газлифтных клапанов; г) изучение профиля притока
флюидов в скважину.
Технология исследования
В практике исследования получил применение метод
АзНИИ ДН. Сущность его состоит в том, что изменение деби-
та скважины Q достигается изменением расхода газа Го зак-
Исследование начинают с максимальных расходов газа и
продолжают до минимальных значений. Этим обеспечивается
вероятность ввода газа через рабочий газлифтный клапан. Из-
менение расхода газа осуществляют либо на ГРБ, либо непо-
средственно на скважине. Изменение расхода газа вызывает
неустановившиеся режимы течения в газопроводе, стволе сква-
жины и выкидном трубопроводе, то есть от компрессорной
станции до пункта сбора и подготовки нефти, а также в пласте
(упругие процессы). Поэтому после изменения режима выжи-
дают (обычно не менее 24 ч) его стабилизацию, в наступлении
которой убеждаются путем неоднократных (три-четыре раза)
измерений расхода газа, давлений на устье. Число режимов
обычно принимают в пределах пяти. Исследование заканчива-
ется, если достигнуто существенное изменение Q при росте и
дальнейшем уменьшении с переходом через максимум.
На каждом установившемся режиме одновременно изме-
ряют расход Го зак и рабочее давление рр закачиваемого газа,
дебит жидкости Q и газа Гг (закачиваемого и притекающего),
отбирают пробы жидкости для определения обводненности
и концентрации песка в продукции.
Желательно с этим совмещать измерение забойного давле-
ния р3, поинтервальные измерения давления в подъемнике p(z)
и снятие профиля притока флюидов (глубинная дебитометрия,
термометрия).
297
К) опт Vg таХ Уд 3аК
Рис. 10.9. Зависимость параметров
работы газлифтной скважины от
расхода закачиваемого газа
электротер-
проведением
Поинтервальные измере-
ния давления р(г) позволяют
контролировать глубину вво-
да газа в НКТ, выявлять не-
поладки в работе газлифтных
клапанов и негерметичности
НКТ. Более точно это можно
установить путем непрерыв-
ной записи температуры T(z)
в подъемных трубах высоко-
чувствительным
мометром или
фонометрии. При колебаниях
рабочего давления рр любой пусковой газлифтный клапан мо-
жет работать как рабочий. На кривых Т (z) в местах притока
газа наблюдается излом вследствие охлаждения при
дросселировании газа. Фонометр (шумопеленгатор) представ-
ляет собой микрофон, спускаемый в скважину на кабеле. На
глубине работающего клапана он непосредственно отмечает
появление интенсивного шума.
Обработка результатов исследования
По результатам исследования строят следующие графиче-
ские зависимости: индикаторные линии Q(Ap) или Q(p3); кри-
вую лифтирования Q(Козак).
Методы обработки индикаторной линии рассмотрены рань-
ше (см. гл. 6).
Кривая ф(Козак) напоминает по характеру кривую лифти-
рования, однако она снята при переменных давлениях pt и р2
(рис. 10.9). Строят также зависимости Ro зак(Ко зак), Рр(Козак)
и р3(Козак). Точка В соответствует оптимальному режиму ра-
боты (Qопт! Vo опт) при минимальном удельном расходе газа
*0 min» а точка С — максимальному режиму (Qmax, Котах, мини-
мум рр и pi). Точку В можно найти с помощью касательной
(пунктирная линия). Дебит Q=0 при р3 = рпл, что можно оце-
нить путем экстраполяции линии на рисунке.
Часто ограничиваются измерением Козак, рР и Q. Поэтому
для построения индикаторной линии требуется расчет забойно-
го давления р3. По нисходящему потоку газа рассчитывают
давление у башмака труб pi, а для перехода к забойному дав-
лению р3 необходимо учесть гидростатическое давление газо-
водонефтяной смеси в интервале между башмаком и забоем
и потери давления на трение смеси. При расчете pi и рр мож-
но использовать формулу Адамова (см. гл. 13) или ограни-
читься барометрической формулой. Потери на трение газа в
газлифтной скважине составляют 1—2% от рр. Расчет движе-
ния газоводонефтяной смеси рассмотрен выше (см. раздел 9.1).
298
Установление технологического режима работы
По результатам исследования определяют параметры пла-
ста и устанавливают рациональный технологический режим ра-
боты скважины, соответствующий требованиям разработки
залежи (см. раздел 9.5). Критерием рациональности может
также служить минимум Ro зак или максимум Q. Обычно об-
ласть рациональных режимов лежит между Ro min и Qmax. При
этом необходимо также учитывать рабочее давление газа рр,
ресурсы газа и коэффициент полезного действия газлифта. Мо-
жет ставиться задача получения максимального ’ количества
жидкости (нефти) при заданном суммарном расходе газа, то
есть при минимальном удельном расходе газа в среднем по
всем скважинам.
10.6. Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
Нормальная работа газлифтных скважин может нарушать-
ся отложениями парафина, солей, образованием песчаных про-
бок и металлических сальников.
Борьба с отложениями парафина и солей ведется так же,
как и при фонтанной эксплуатации (см. раздел 9.6). При газ-
лифтной эксплуатации в поток закачиваемого газа можно вво-
дить ингибиторы отложения парафина и солей.
Борьба с образованием песчаных пробок
Причины поступления песка из пласта в скважину и влия-
ние песчаной пробки на дебит рассмотрены в разделе 5.1.
Можно выделить две группы методов борьбы с песком при
фонтанной и газлифтной эксплуатации: предупреждение и ре-
гулирование поступления песка из пласта в скважину; вынос
песка на поверхность. Предупреждение поступления песка
в скважину предусматривает применение различного рода
фильтров и крепление призабойной зоны (см. раздел 5.1). Ре-
гулирование поступления песка сводится к ограничению деби-
та скважины до значения, при котором поступление песка рез-
ко уменьшается или вообще прекращается.
Для выноса песка необходимо, чтобы скорость движения
жидкости в 2—2,5 раза превышала скорость свободного осаж-
дения наиболее крупной песчинки. Для создания такой скоро-
сти необходимо подъемные трубы спускать до нижних отвер-
стий фильтра, а газ вводить через рабочий газлифтный клапан.
Методы ликвидации образовавшихся песчаных пробок рас-
смотрены в гл. 16.
299
Борьба с образованием металлических сальников
На промыслах Азербайджана применяли воздух для подъе-
ма нефти (эрлифт). Воздух насыщен влагой и содержит мел-
кую пыль. Влага вызывает коррозию металла. Заметная кор-
розия отмечается при 70—80%-ной влажности воздуха и повы-
шенном давлении. Пыль и продукты коррозии металла засо-
ряют линию газоподачи, образуя сальники (пробки). На ба-
кинских промыслах сальники состояли из оксида железа (до
95%), известковой пыли и песка.
Образование сальников предотвращалось путем уменьшения
коррозии (покрытия внутренней поверхности труб лаком, стек-
лом; осушки воздуха), а также подачи в поток воздуха с по-
мощью дозировочных насосов поверхностно-активных веществ.
10.7. Внутрискважинный газлифт
Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт можно осу-
ществлять в том случае, если газовый пласт залегает выше
или ниже нефтяного и обладает достаточной энергией (давле-
нием и запасами газа) для устойчивой и продолжительной ра-
боты. Оба пласта перфорацией сообщаются со скважиной.
Возможны различные технологические схемы (рис. 10.10)
ввода газа в зависимости от расположения пластов и пласто-
вого давления в них.
По схеме рис. 10.10, а газовый пласт залегает над нефтя-
ным. В скважину спускается один ряд НКТ с двумя гидравли-
ческими пакерами: нижний 10 разобщает газовый и нефтяной
пласты; верхний 5 отделяет затрубное пространство от высо-
кого давления газового пласта. Между пакерами имеется газ-
лифтная камера 6 с газлифтным клапаном 7 или штуцерным
устройством для регулирования расхода вводимого газа.
Дополнительно в схему введены следующие узлы:
обратный клапан И для опрессовки НКТ и пакеров, по-
садки верхнего и нижнего гидравлических пакеров созданием
избыточного давления в НКТ (это башмачный срезной или
съемный клапан, который спускается и поднимается на прово-
локе канатным методом);
циркуляционные клапаны: верхний 4 для освоения, глуше-
ния скважины и обеспечения эксплуатации одновременно по
НКТ и затрубному пространству при необходимости получе-
ния высоких отборов; нижний 9 для промывки возможных от-
ложений песка и грязи перед подъемом нижнего пакера из
скважины;
телескопическое устройство 8, обеспечивающее поочередной
срыв пакеров перед подъемом из скважины.
300
Рис. 10.10. Технологические схемы внутрискважинного газлифта:
1 — нефтяной пласт; 2 — газовый пласт; 3 — насосно-компрессорные трубы; 4 — верхний
циркуляционный клапан; 5 —верхний гидравлический пакер; 6 — скважинная газлифтная
камера; 7 — газлифтный клапан; 8 — телескопическое устройтво; 9 — инжннй циркуляци-
онный клапан; 10 — ннжннй гидравлический пакер; 11 — обратный клапан; 12 — верхний
гидромеханический пакер; 13— узел перекрестного течения; 14 — штуцер; 13 — колонна
труб; 16 — ннжннй гидромеханический пакер; 17 — пакер
Подготовительные работы проводятся в такой последова-
тельности: спуск оборудования, установка обратного клапана,
создание в НКТ избыточного давления (24 МПа) для посадки
пакеров, создание в затрубном пространстве избыточного дав-
ления (10—12 МПа) для проверки герметичности верхнего
клапана, извлечение обратного клапана, открытие верхнего
циркуляционного клапана для освоения, замена канатным ме-
тодом глухой пробки на газлифтный клапан, пуск скважины
в эксплуатацию.
При работе газ поступает через газлифтный клапан в НКТ
и дальше по НКТ поднимается газонефтяная смесь. Подбором
сменного штуцера осуществляется настройка клапана, что
обеспечивает подачу заданного расхода газа при необходимом
давлении. Для исследования газового пласта в ниппель ниж-
него циркуляционного клапана устанавливается глухая пробка,
перекрывающая канал поступления нефти.
При необходимости одновременно-раздельного отбора части
газа (рис. 10.10,6) в отличие от предыдущей схемы устанавли-
вают узел перекрестного течения 13 со съемным штуцером 14
или газлифтным клапаном. Часть газа через штуцер подается
в затрубное пространство для подъема нефти, а часть его под-
нимается на поверхность по колонне КНТ. Для изменения глу-
бины ввода газа к посадочному ниппелю узла перекрестного
течения подвешивается колонна труб 15 соответствующей дли-
ны, обеспечивающая ввод газа на необходимой глубине. Если
необходимость в добыче газа отпала, то устанавливают глухую
пробку, открывают циркуляционный клапан и нефть поднима-
ется по затрубному пространству и НКТ.
301
В более простых конструкциях (рис. 10.10, в, г, д) регули-
рованием противодавления газа у устья и настройкой клапана
обеспечивается подача газа заданного расхода при необходи-
мом давлении. Имеется также ряд других конструкций внутри-
скважинного газлифта.
В настоящее время выпускаются комплектные установки
для внутрискважинного газлифта типа УВЛ и УВЛГ, где бук-
ва Г указывает на возможность одновременно-раздельной до-
бычи газа из газового пласта в той же скважине.
Внутрискважинный и в целом бескомпрессорный газлифт
нашел широкое применение на месторождениях Западной Си-
бири, где газовые пласты залегают над нефтяными. Газ из га-
зовых скважин подается непосредственно в нефтяные скважины
того же отдельного куста (автономный бескомпрессорный газ-
лифт). Для повышения надежности используется не менее двух
газовых скважин.
Более эффективно применение внутрискважинного газлифта
с отбором части газа. В таком случае при совместном отборе
нефти и газа газ нагревается нефтью и без подготовки посту-
пает в нефтяные скважины того же куста. Наиболее высокую
температуру имеет газ, направляемый по внутреннему каналу.
Отбор газа увеличивается на 10—15%.
Особенность проектирования внутрискважинного газлифта
заключается в том, что необходимо увязать совместную работу
нефтяного и газового пластов.
10.8. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин
Если при разработке залежи снижается пластовое давле-
ние рпл, то для поддержания добычи на достигнутом уровне и
повышения эффективности работы газлифта приходится умень-
шать забойное давление р3 и доспускать подъемные трубы до
забоя. Работа газлифта наиболее эффективна при относитель-
ном погружении е = 0,6, а по мере уменьшения е (соответст-
венно уменьшения р3 или тоже pi) удельный расход закачивае-
мого газа Ro зак существенно возрастает и при е—>-0 стремится
к бесконечности. Поэтому при малых давлениях у башмака
НКТ pi газлифтная эксплуатация становится энергетически и
экономически невыгодной. В таких условиях необходим пере-
вод работы скважины на насосный способ эксплуатации или
при развитом газлифтном хозяйстве, особенно при наличии
большого пластового газового фактора, может быть целесооб-
разен переход с непрерывного газлифта на периодический.
И. Г. Белов рекомендует осуществлять перевод с непрерывного
газлифта на периодический при общем удельном расходе газа
не менее 200 м3/м3 на 1000 м глубины спуска 73-мм подъемных
труб и дебите менее 50 т/сут. Выбор способа эксплуатации или
302
перевод с одного способа на другой следует обосновывать тех-
нико-экономическими расчетами.
Известно несколько разновидностей периодического газлиф-
та. Принципиально их можно разделить на две группы по на-
личию камеры замещения.
Периодический газлифт без камеры замещения
Самая простейшая разновидность периодического газлифта
без камеры замещения — так называемый перемежающийся
(сменяющийся с чередованием) газлифт. Он по существу яв-
ляется установкой обычного непрерывного газлифта (см. рис.
10.1,в), но отличается наличием на линии газоподачи автома-
та, с помощью.которого осуществляется периодическая подача
газа в затрубное пространство. Перемежающийся газлифт ра-
ботает периодически на режиме повторных пусков.
Характер изменения забойного давления р3 при работе это-
го газлифта показан на рис. 10.11. Продолжительность цикла
можно разделить на периоды накопления (/н), продавки (/п),
выброса жидкости и разрядки давления в скважине (/в). Изме-
нение р3 имеет большую амплитуду, что при многократном пов-
торении циклов может привести к разрушению призабойной
зоны. Если р3>р'пл, то происходит поглощение части жидкости
пластом. Поглощения не будет при высоком пластовом давле-
нии (р"пл) или практически при малых коэффициентах продук-
тивности. Вследствие разрядки давления в трубах и затрубном
пространстве скважины отмечается большой расход газа. По-
этому перемежающийся газлифт в настоящее время на прак-
тике почти не встречается.
Из анализа работы перемежающегося лифта следует, что
эффективность работы периодического газлифта без камеры
замещения может быть повышена посредством установки па-
кера 6 (рис. 10.12,а) для отделения затрубного пространства
от забоя, использования рабочего газлифтного клапана 5 для
ввода газа из затрубного пространства в подъемные трубы и
посредством установки обратного клапана 7 на конце НКТ для
предотвращения передачи давления смеси на забой. В резуль-
тате в затрубном пространстве отсекается газ при достаточно
высоком давлении, отсутствует поглощение жидкости пластом
и уменьшается амплитуда изменения р3-
Если при эксплуатации забойное давление нельзя уже сни-
зить ниже р3 о (см. рис. 10.11), то дебит скважины при перио-
дическом газлифте всегда меньше, чем при непрерывном, так
как вследствие изменения во времени забойного давления
среднее забойное давление р3 за цикл больше постоян-
ного забойного давления рз0 при непрерывной эксплуатации.
Чем короче продолжительность цикла, то есть больше частота
303
Рис. 10.11. Изменение забойного давле-
ния во времени за период одного цикла
при работе перемежающегося газлифта:
1 — накопление жидкости; 2 — продавка; 3 —
выброс жидкости и разрядка давления газа в
скважине
Рис. 10,12. Схемы периодического газ-
лифта:
1 — регулятор циклов; 2 — автомат газопода-
чн; 3 — насосно-компрессорные трубы; 4 —
скважинная газлифтная камера; 5 — рабочий
газлифтный клапан; 6 — пакер; 7 —обратный
клапан; 8 — камера замещения; 9 — разрядный
клапан; 10— верхний амортизатор; 11— вы-
кидной клапан: 12 — поршень (плунжер); 13 —
нижний амортизатор
циклов, тем больше р3 приближается к р3 о, тем меньше поте-
ря в добыче нефти. Сопоставив экономию от уменьшения удель-
ного расхода газа, энергии и других затрат со стоимостью по-
терянной нефти, можно оптимизировать работу периодического
газлифта, установить продолжительность периода накопления,
частоту циклов.
Периодический газлифт с камерой замещения
Более эффективен в этом плане периодический газлифт с
камерой замещения. Его еще называют насосом замещения,,
лифтом замещения или камерным газлифтом, в котором нако-
пившаяся жидкость замещается газом. Лифтом замещения
304
можно эксплуатировать скважины при очень низких забойных
давлениях (до 0,1 МПа), независимо от значения коэффици-
ента продуктивности. Выделяют двухрядные и однорядные
лифты замещения (рис. 10.12,б, в). Чем больше объем камеры
замещения на единицу длины, тем выше эффективность рабо-
ты лифта.
Двухрядный лифт замещения (см. рис. 10.12,6) предусмат-
ривает оборудование скважины двумя рядами труб 3: наруж-
ным для закачки газа и внутренним для подъема жидкости.
На конце наружного ряда труб 3 устанавливается камера за-
мещения 8 из труб максимально возможного диаметра, снаб-
женная обратным, клапаном 7. Отсечка газа может осуществ-
ляться на устье с помощью автомата 2 или на забое с помощью
специального устройства. Открытие отсекающего устройства
обеспечивалось грузовой штангой, спускаемой на проволоке,
или приподъемом лифтовых труб, снабженных посадочным ко-
нусом. с седла, установленного на верхней части камеры. Для
подъема труб использовался установленный на устье большой
пневмомасляный цилиндр с поршнем. Из-за высокой металло-
емкости, а также сложности отсечки газа на забое двухрядный
лифт замещения почти полностью заменен более удобным и де-
шевым однорядным.
В настоящее время для периодического газлифта выпуска-
ются однорядные установки типа ЛП (см. рис. 10.12,в). Уста-
новка включает фонтанную арматуру и регулятор цикла вре-
мени 1, НКТ 3 с пакером 6, скважинную камеру типа КН
с газоотводным устройством, съемный газлифтный клапан 5,
камеру замещения 8, разрядный 9 и приемный 7 клапаны. При
работе регулятор цикла времени 1 периодически открывает
закачиваемому газу доступ в затрубное пространство, открыва-
ется газлифтный клапан 5, газ поступает через отверстия газ-
лифтного клапана и газоотводное устройство во внутреннюю
полость камеры замещения 8 и вытесняет накопившуюся в ка-
мере жидкость на поверхность. Затем происходит разрядка
подъемных труб от давления закачиваемого газа. Разрядка
кольцевого пространства камеры замещения от остатков газа
осуществляется с помощью разрядного клапана 9. В момент
начала разрядки скважины регулятор цикла времени 1 сраба-
тывает и автомат газоподачи 2 перекрывает доступ закачивае-
мому газу в скважину. В процессе разрядки, по мере сниже-
ния давления внутри камеры замещения 8, открывается прием-
ный клапан 7 и камера снова наполняется новой порцией жид-
кости. Дальше цикл повторяется. Таким образом работа газ-
лифтного клапана 5 управляется устьевым клапаном — регуля-
тором давления, а он — регулятором цикла времени, настрой-
кой которого оптимизируется работа скважины по максимуму
дебита, минимуму удельного расхода газа.
20—1020
305
Плунжерный и гидропакерный лифты
К периодической газлифтной эксплуатации относят также
плунжерный и гидропакерный лифты, которые работают без
подачи газа в скважину. Их работа основана на использовании
только пластового газа, притекающего вместе с нефтью, поэто-
му возможна, как правило, в случае разработки залежи при
режиме растворенного газа. Плунжерный и гидропакерный
лифты следует рассматривать как переходящие к механизиро-
ванным (газлифтному или насосным) способам эксплуатации,
когда внедрение последних запаздывает или газ срывает ра-
боту насосов. Наиболее подходящими для их применения яв-
ляются скважины: а) слабо фонтанирующие с малым устье-
вым давлением; б) периодически фонтанирующие; в) недавно
прекратившие фонтанирование, то есть скважины с удельным
расходом пластового газа, достаточным для проявления неус-
тойчивого фонтанирования.
Установка плунжерного лифта состоит из одноразмерной
колонны подъемных труб с нижним пружинным амортизато-
ром, устъевой арматуры с верхним пружинным амортизатором
и плунжера, который имеет клапан, закрывающийся снизу
вверх. Выкид скважины постоянно открыт в сборную линию.
Работа без плунжера или замена плунжера поршнем невоз-
можны. Плунжер представлен пустотелым цилиндром длиною
•0,5—0,6 м и массой около 6 кг. На внешней поверхности наре-
заны кольцевые канавки в качестве лабиринтного гилравлнче-
-ского уплотнения. Зазор между плунжером и внутренней стен-
кой НКТ составляет 1,5—2 мм. Поэтому перед спуском НКТ
тщательно шаблонируют гладкими цилиндрическими шаблона-
ми, диаметр которых примерно на 2 мм меньше диаметра НКТ.
Для регулирования движения плунжера в НКТ на устье можно
установить регуляторы (типа соленоидов), задерживающие
плунжер на некоторое время (регулирование цикла). Сущест-
вует множество различных конструкций плунжеров (с расши-
ряющимся уплотнением и др.).
Плунжер выполняет роль подвижной перегородки между
жидкостью и газом и тем самым уменьшает проскальзывание
газа относительно жидкости. Поэтому его можно применять
при всех рассмотренных выше способах периодического газ-
лифта.
Плунжер при открытом клапане падает в НКТ под дейст-
вием собственного веса. Шток клапана плунжера, ударяясь о
нижний амортизатор, закрывает клапан, сопротивление плун-
жера обтекающему газожидкостному потоку резко увеличива-
ется. Потоком газа из затрубного пространства плунжер вы-
талкивается вверх вместе со столбом жидкости над ним. По-
сле выброса жидкости давление под плунжером уменьшается
-306
и за счет большего давления над плунжером открывается кла-
пан. Регулирующее устройство задерживает плунжер. Затем
цикл повторяется.
Плунжерный лифт может работать также с периодической
подкачкой газа в затрубное пространство. Для этого на линии
газоподачи устанавливают клапан-отсекатель, действующий от
давления на буфере или связанный с часовым механизмом.
Вследствие большой трудоемкости работ по подготовке
НКТ, технологических трудностей регулирования режима рабо-
ты скважины и Частых неполадок плунжерный лифт не нашел
применения.
Отличительной особенностью гидропакерного лифта (лифта
со свободным поршнем или с гидропакерный автоматическим
поршнем) является то, что выкид скважины перекрыт (рис.
10.12, г) и плунжер при желании может быть заменен порш-
нем 12 (без клапана). Поскольку гидравлического уплотнения
поршня не существует, то способ эксплуатации называют так-
же периодическим газлифтом с перекрытым выкидом.
Установка может работать и без поршня (плунжера). На
выкидной линии устанавливают выкидной клапан 11 с мем-
бранно-исполнительным механизмом. Управление работой
установки осуществляется автоматами-регуляторами цикла 1,
открывающими и закрывающими выкидной клапан либо по
заданным затрубным давлениям, либо по заданным интерва-
лам времени, либо по комбинированному использованию давле-
ния и времени.
Работа установки при использовании поршня и регулятора
циклов, действующего от затрубного давления, заключается в
следующем. После перекрытия выкидного клапана поток га-
за в подъемных трубах практически прекращается и поршень
падает на нижний амортизатор 13. Поступающий из пласта
газ в основном идет в затрубное пространство, а жидкость —
в подъемные трубы 3, увеличивая столб уже имеющейся в них
жидкости. Если давление газа в затрубном пространстве до-
стигнет заданного значения, автомат 1 открывает выкидной
клапан 11. Газ из НКТ быстро сбрасывается в сборную си-
стему. Газ из затрубного пространства поднимает поршень 12
со столбом жидкости над ним до устья. При подъеме поршня
к устью автомат закрывает выкидной клапан и выброс пре-
кращается. Цикл снова повторяется.
Для успешной работы установки пластовое давление долж-
но быть больше 3 М.Па. Перед выбросом жидкости в группо-
вую установку поступает мощный поток газа при высоком бу-
ферном давлении, что может нарушить работу замерных ус-
тановок.
Известны также другие разновидности периодического газ-
лифта, сочетающие в различной комбинации отличительные
20'
307
элементы (перекрытие выкида, использование автомата газо-
лодачи, поршня или плунжера).
В настоящее время работают только единичные установки
периодического газлифта.
10.9. Обслуживание
и автоматизация газлифтных скважин
В процессе эксплуатации газлифтных скважин оператор по
добыче нефти контролирует их работу, регулирует дебит и
расход газа в соответствии с установленным режимом. Конт-
роль осуществляется путем визуального наблюдения за дав-
лениями, измерением дебита и расхода газа. Одновременно ве-
дется наблюдение за исправностью устьевого оборудования, из-
мерительных приборов, средств автоматики. По мере обнару-
жения устраняются замеченные неполадки — пропуски в соеди-
нениях и т. п.
В процессе эксплуатации важно поддерживать постоянны-
ми во времени технологические параметры работы скважины
и установить причины нарушения режима работы. Выдержать
постоянными во времени заданные технологические парамет-
ры можно только путем использования средств автоматизации
(регуляторов расхода, давления, цикла времени, автоматов-
отсекателей потока, автоматов подачи газа, соленоидных авто-
матов и других).
В настоящее время разработаны и изготовлены комплекс-
ные автоматизированные компрессорные станции с высокой
мощностью агрегатов.
Автоматизация газлифтных скважин предусматривает ре-
гулирование подачи в скважину газа по определенной програм-
ме в зависимости от изменения давления в скважине.
Периодическая работа скважин осуществляется подачей
газа в них по программе, установленной для каждой скважи-
ны. Прекращение подачи газа осуществляется с помощью сиг-
нала от электроконтактного манометра с установкой на опре-
деленное давление. Через заданное время программное реле
времени подает сигнал на электропневматический клапан, уп-
равляющий пусковым клапаном, установленным на газопод-
водящей линии. После окончания выброса жидкости, когда
давление газа начнет уменьшаться, электроконтактный мано-
метр подает сигнал на электропневматический клапан и пода-
ча газа прекращается. Этим же сигналом включается про-
граммное реле времени.
10.10. Техника безопасности, противопожарные
мероприятия и охрана окружающей среды
при газлифтной эксплуатации скважин
Газлифтная скважина, как показано выше, оборудуется
опрессованной фонтанной арматурой. Нефте- и газопроводы
должны прокладываться из стальных бесшовных труб, соеди-
ненных сваркой. Их отогрев должен осуществляться только
паром или горячей водой. Смонтированные трубопроводы под-
вергаются гидравлической опрессовке на полуторакратное ра-
бочее давление.
При газлифтной эксплуатации серьезное внимание уделяет-
тя обеспечению безопасного обслуживания газораспредели-
тельных будок и компрессорных установок.
Основная опасность в газораспределительных будках за-
ключается в возможности скопления внутри них нефтяного га-
за. Для устранения этой опасности необходимо поддерживать
герметичность оборудования и вентиляцию помещения. Следу-
ет использовать осветительные и другие электрические прибо-
ры только во взрывозащищенном исполнении. Чтобы исклю-
чить замерзание конденсата в батареях, необходимо на зиму
утеплять будки. Для продувки газопровода устанавливают
свечи на удалении от будки не ближе 10 м. На распредели-
тельных линиях, кроме рассмотренного выше оборудования,
устанавливают в пониженных точках влагоотделители (конден-
сационные горшки).
Компрессоры должны быть оборудованы манометрами, об-
ратными и предохранительными клапанами, автоматическими
отключающими устройствами и сигнализацией.
При обслуживании оборудования бескомпрессорной газ-
лифтной установки (арматура газовой и газлифтной скважин,
сепараторы, печи, метанольные установки, трубопроводы
и т. д.) опасные моменты обусловлены высоким давлением га-
за, вредными свойствами метанола, образованием газогидра-
тов, осаждением их в трубопроводах, а также нахождением
участка трубопровода под воздействием высокой температуры
при подогреве в печи.
Беспламенный подогреватель газа должен иметь систему
автоматизации и сигнализации. При обслуживании беспламен-
ных печей могут возникнуть опасности, связанные с образова-
нием взрывоопасной газовоздушной смеси в камере печи, раз-
рывом подогреваемого участка газопровода и разрывом топ-
ливного газопровода вследствие гидратообразования. Для пред-
отвращения взрыва печь перед зажиганием горелок должна
быть проветрена. Должны постоянно гореть запальники. Сле-
дует периодически проверять состояние змеевиков.
309
Контрольные вопросы
1. Запишите условие работы газлифтного подъемника.
2. Охарактеризуйте основные элементы компрессорной газлифтной си-
стемы. Чему равен коэффициент полезного действия?
3. Когда целесообразно применять газлифтную эксплуатацию скважин?
4. Как рассчитывают размещение пусковых клапанов?
5. Как осуществляют пуск газлифтной скважины в эксплуатацию с ис-
пользованием пусковых клапанов?
6. Последовательность расчета газлифтного подъемника.
7. В чем состоит особенность исследования газлифтных скважнн?
8. Как осуществляют периодическую эксплуатацию газлифтных скважнн?
9. Как работают установки плунжерного и гидропакерного лифтов?
10. Какие меры предотвращения опасностей предпринимают при газлифт-
ной эксплуатации скважин?
ГЛАВА 11
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Прекращение или отсутствие фонтанирования скважин вы-
нуждало искать другие способы подъема нефти на поверхность.
Вначале это были тартальные способы, при которых жидкость
поднималась чисто механическими устройствами: колодезная
добыча, тартание желонкой, поршневание. В 1897 г. впервые
был применен эрлифт. Однако он не смог конкурировать
с штанговыми скважинными насосами, которыми по настоя-
щее время оборудовано около 50% всего фонда скважин.
11.1. Схема штанговой скважинной насосной установки
и основное оборудование
Отличительная особенность штанговой скважинной насос-
ной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине уста-
навливают плунжерный (поршневой) насос, который приводит-
ся в действие поверхностным приводом посредством колонны
штанг (рис. 11.1).
ШСНУ включает оборудование: а) наземное — станок-ка-
чалку (СК), оборудование устья; б) подземное — насосно-
компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штан-
говый скважинный насос (ШСН) и различные защитные уст-
ройства, улучшающие работу установки в осложненных ус-
ловиях.
Основными элементами СК являются стойка 17 с баланси-
ром 16, два кривошипа 21 с двумя шатунами 19, редуктор 22,
клиноременная передача 24, электродвигатель 25 и блок уп-
равления 28, который подключается к промысловой линии си-
ловой электропередачи.
310
Рис. 11.1. Схема штанговой сква-
жинно-насосной установки:
Рз
/ — эксплуатационная колонна; 2 — вса-
сывающий клапан; 3 — цилиндр насо-
са; 4 — плунжер; 5 — нагнетательный
клапан; 6 — насосно-компрессорные тру-
бы; 7 — насосные штанги; 8 — кресто-
вина; 9— устьевой патрубок; /0 —об-
ратный клапан для перепуска газа;
// — тройник; 12 — устьевой сальник;
13 — устьевой шток; 14 — канатная под-
веска; 15 — головка балансира; 16 — ба-
19 — шатун; 20 — кривошипный груз; 21 —
24— клнноременная передача; 25 —
лансир; /7 —стойка; 18 — балансирный груз;
кривошип; 22 — редуктор; 23 — ведомый шкив; ___г_______ ,
электродвигатель на поворотной салазке; 26 — ведущий шкив; 21 — рама; 28 — блок уп-
равления
ШСН состоит из цилиндра 3, плунжера 4, всасывающего 2
и нагнетательного 5 клапанов. Цилиндр ШСН крепится к
НКТ 6. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный
всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера
вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет наг-
нетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе
плунжера вниз.
Электродвигатель 25 через клиноременную передачу 24
и редуктор 22 придает двум массивным кривошипам 21, рас-
положенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кри-
вошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое
движение в возвратно-поступательное движение балансира 16,
который качается на опорной оси, укрепленной на стойке 17.
Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штан-
гам 7 и через них плунжеру 4 ШСН.
При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под дей-
ствием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся
над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине
хода плунжера. В это время скважинная жидкость через вса-
сывающий клапан заполняет цилиндр насоса.
311
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывает-
ся, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагне-
тательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные
с плунжером. Таким образом, ШСН — поршневой насос оди-
нарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг —
двойного действия.
Жидкость из НКТ вытесняется через тройник 11 в нефте-
сборный трубопровод.
11.2. Подача штанговой скважинной
насосной установки и влияющие на нее факторы
Откачка жидкости осуществляется плунжерным (поршне-
вым) насосом. Плунжер совершает возвратно-поступательное
движение в цилиндре насоса.
Подача установки
Поскольку при ходе плунжера вниз штанги входят во внутрь
цилиндра насоса (см. рис. 11.1), то из цилиндра при этом вы-
тесняется объем жидкости
V^fmS, (11.1)
а при ходе плунжера вверх — объем
V2=(F-fUI)s, (11.2)
где /ш — площадь поперечного сечения штанг; F — площадь
поперечного сечения плунжера (цилиндра) насоса; s — длина
хода устьевого (полированного) штока, принимаемая равной
длине хода плунжера зпл.
За полный (двойной) ход (вверх и вниз) устьевого штока
подача насоса
Qabx—Vl_h^2==fuiS4-(/:' — fm)S = Fs. (11.3)
При числе п ходов (качаний головки балансира) в минуту
минутная подача
QMHH = Fsn. (11-4)
Умножая на число минут в сутках, получим теоретическую
подачу насоса
Q. = 1440Fsn (11.5)
Однако действительная (фактическая) подача Q насоса, из-
меренная на поверхности, как правило, меньше теоретиче-
ской QT. Отношение действительной подачи к теоретической на-
зывают коэффициентом подачи штангового насоса
an=Q/QT, (Н.6)
312
тогда действительная подача штангового насоса
Q= 1440Fsnan. (11-7)
Коэффициент подачи ап может изменяться от 0 до 1.
В скважинах, в которых проявляется, так называемый, фонтан-
ный эффект, то есть в частично фонтанирующих через насос
скважинах, может быть ап>1. Работа насоса считается нор-
мальной, если ссп = 0,6—0,8.
Факторы, влияющие на подачу
На коэффициент подачи ап и, как следствие, на подачу
установки Q влияет много факторов: деформация штанг и
труб, усадка жидкости, степень наполнения насоса жидкостью
и утечки жидкости. Характеризуя влияние этих факторов соот-
ветствующими коэффициентами и учитывая независимость их
совместного действия, записывают
<Хп — <ХдСХусО-нО-ут. (11.8)
Длинные колонны штанг и труб при сообщении колонне
штанг возвратно-поступательного движения в процессе работы
установки ведут себя как упругие стержни. За счет упругих де-
формаций штанг и труб уменьшается длина хода плунжера хпл
по сравнению с длиной хода устьевого штока s, что непосредст-
венно влияет на подачу. Тогда можно записать выражение ко-
эффициента, характеризующего влияние деформаций штанг
и труб
ОСд = впл/^. (11.9)
Длина хода устьевого штока s задается при проектировании
эксплуатации скважины ШСНУ. Для расчета длины хода плун-
жера впл необходимо определить нагрузки, вызывающие де-
формации. Их определение будет рассмотрено в следующем
разделе.
Цилиндр насоса заполняется жидкостью при температуре
и давлении на приеме насоса (в скважине). На поверхности
жидкость дегазируется и охлаждается, ее объем уменьшается,
то есть происходит усадка жидкости. Коэффициент, учитываю-
щий усадку жидкости,
аУс=1/Ь, (И.Ю)
где b — объемный коэффициент жидкости, равный отношению
объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и по-
верхностных условиях.
313
Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние
газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом
наполнения цилиндра насоса
(И.11>
где R' — газовое число (отношение расхода свободного газа
к расходу жидкости при условиях всасывания); Лвр — коэффи-
циент, характеризующий долю вредного пространства, то есть
долю объема цилиндра под плунжером при его крайнем ниж-
нем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером.
В процессе работы ШСНУ возможны утечки жидкости че-
рез зазор между цилиндром и плунжером насоса (плунжерная
пара), в клапанах насоса вследствие их износа, коррозии в
частично немгновенного закрытия и открытия клапана,
же через неплотности муфтовых соединений НКТ. Эти
учитывают коэффициентом утечек
а =- 4______^ут
ут <2тадаус«н ’
где цУт — расход утечек жидкости.
В отличие от рассмотренных выше факторов утечки
сти являются переменными, возрастающими во времени, что
приводит к уменьшению во времени коэффициента утечек и
соответственно коэффициента подачи.
а так-
утечки
(11.12)
жидко-
Оптимальный коэффициент подачи
Уменьшение текущего коэффициента подачи насоса во вре-
мени можно описать уравнением параболы
аптек = «п[1 — (у-)™]’ (ИЛЗ)
где ап — начальный коэффициент подачи нового или отремон-
тированного насоса; t — продолжительность работы насоса по-
сле очередного ремонта; Т — полный период работы насоса до
прекращения подачи (если причиной прекращения подачи яв-
ляется износ плунжерной пары, то Т означает полный возмож-
ный срок службы насоса); пг — показатель степени параболы,
обычно равный двум.
Работу скважины можно разделить на периоды (циклы),
каждый из которых (£ц) равен сумме продолжительностей меж-
ремонтного периода /м (работы насоса) и ремонта скважины
tp (рис. 11.2).
Исходя из критерия минимальной себестоимости добывае-
мой нефти с учетом затрат на скважино-сутки эксплуатации
314
Рис. 11.2. Изменение подачи штангового насоса QTeK (или текущего коэффи-
циента подачи ctn тек — Qтек/QT во времени t
скважины и стоимости ремонта, А. Н. Адонин определил оп-
тимальную продолжительность межремонтного периода
«MonT^yri,5T’(fp + ^-), (11.14)
где ВР — стоимость предупредительного (см. гл. 16) ремонта;
Вэ — затраты на скважино-сутки эксплуатации скважины, ис-
ключая Вр.
Тогда подставив /МОпт вместо t в формулу (11.13), опреде-
лим оптимальный конечный коэффициент подачи перед преду-
предительным подземным ремонтом аПОпт. Если текущий коэф-
фициент подачи аПтек станет равным оптимальному аПОпт, то
необходимо остановить скважину и приступить к ремонту (за-
мене) насоса.
Тогда средний за межремонтный период коэффициент по-
дачи составит
(11.15)
Анализ показывает, что при Вр/(ВЭТ) <0,12 допустимая сте-
пень уменьшения подачи за межремонтный период составляет
15—20%, а при очень больших значениях Вр/(ВЭТ) она при-
ближается к 50%.
Таким образом, увеличения экономической эффективности
эксплуатации насосных скважин можно достичь, в частности,
повышением качества ремонта насосов, сокращением затрат на
текущую эксплуатацию скважины и ремонт, а также своевре-
менным установлением момента ремонта скважины. В послед-
315
нем случае необходимо оперативно располагать текущими зна-
чениями дебита, что обеспечивается использованием средств,
автоматизации измерения дебита.
11.3. Определение нагрузки на штанги
и станок-качалку
Колонна насосных штанг работает в очень сложных услови-
ях. На штанги действуют большие (до 150 кН), переменные,
ассиметричные нагрузки. В верхней части штанг они носят
пульсирующий характер, а в нижней — знакопеременный. Бо-
ковая поверхность штанг вследствие искривленности скважины
трется о внутреннюю поверхность НКТ и изнашивается. Кор-
розионно-активная среда (минерализованная вода, H2S, СО2)
и абразивные примеси (песок) приводят к износу штанг, за-
клиниванию плунжера. Также возможно воздействие повышен-
ной температуры, особенно при применении тепловых методов
повышения нефтеотдачи.
В точке подвеса штанг действуют следующие нагрузки:
статические (или постоянные) рСт!
переменные нагрузки — динамические (инерционные рин
и вибрационные рВИб) и силы трения ртр.
Совместное действие этих нагрузок обусловливает в точке
подвеса штанг максимальные при ходе вверх (в) и минималь-
ные при ходе вниз (н) нагрузки:
Ртах — Рст(в)-|- (Рнн(в)-|-Рвнб(в)-|-Ртр(в)) ; (11.16)
Рт1п — Рст(н) (Рнн(н)~ЬРвиб(н)4~Ртр(н)) • (11.17)
Статические нагрузки обусловлены весом штанг в жидкости
р'шт и весом поднимаемого столба жидкости рж- При ходе
вверх статическая нагрузка
Рст(в) = Р ШТ"ЬРж. (11.18)
При ходе вниз нагнетательный клапан открывается, на-
грузка рж снимается со штанг и передается на трубы, так как
связанный с ними всасывающий клапан закрыт. Тогда стати-
ческая нагрузка на штанги при ходе вниз
Рст(и)==Р шт. (11.19)
При работе ШСНУ штанги постоянно находятся в жидко-
сти. На них действует выталкивающая архимедовая сила. Тог-
да вес штанг в жидкости
Ршт = Ршт—/ш (Рт — Ро)=РшГ^ ~"|=Ршт^арх> (П.20)
L. /'ШТ J
где рШт — вес штанг в воздухе; /ш(рт — Ро)—архимедовая си-
ла; /ш — площадь сечения штанг; рт — давление жидкости
316
в трубах над плунжером, действующее на нижний торец штанг
(поскольку штанги конструктивно сочленены с плунжером с
помощью клапанной клетки); р0 — атмосферное давление, дей-
ствующее на верхний торец штанг; 6арх — коэффициент, учи-
тывающий архимедовую силу или потерю веса штанг в жидко-
сти (коэффициент плавучести штанг):
5арх = 1- /ш(Рт-Ро) . (11.21)
Рщт
Давление в трубах рт определяется суммой гидростатиче-
ского давления столба жидкости в трубах рь потерь давления
на трение жидкости в трубах, устьевого давления (на выкиде
скважины) за вычетом давления разгрузки в результате газ-
лифтного эффекта (выполнения подъемной работы энергией
расширения выделяющегося из нефти газа). Поскольку гид-
ростатическое давление столба жидкости pi значительно боль-
ше суммы всех остальных составляющих давления рт, то пре-
небрегая также величиной р0, обычно принимают
~1—= 1 -4£pTg = 1 - — , (11.22)
Ршс Lpcgfm рс
где pi = Lpxg-, L — глубина спуска насоса (длина колонны
штанг); рж — плотность жидкости; g— ускорение свободного
падения; рШт = ^-рс5г/ш; Рс — плотность материала штанг (стали).
Нагрузка рж обусловлена разницей давления жидкости над
и под плунжером насоса, то есть
рж = р(рт Рвсц)> (11.23)
где давление под плунжером (всасывания цилиндра)
РвСЦ = Рпр - Аркл в. (11.24)
Здесь рПр — давление на приеме насоса:
Рпр= hp затр^Ч-р'затр; (11.25)
h — глубина погружения насоса под динамический уровень;
Рзатр — средняя плотность жидкости в затрубном пространст-
ве; р'затр — давление газа в затрубном пространстве на уров-
не жидкости; АрКл в — перепад давления во всасывающем кла-
пане (местное сопротивление). Приближенно нагрузку рж мож-
но определить так (pT^pi; АрКлв^0; р'затр = 0; рзатр=рж):
Рж—F (Lpxg hpxg) = F(L h) рж§- (11.26)
Инерционные нагрузки обусловлены ускорением колонны
штанг при изменении движения вверх и вниз (в нижней и верх-
ней мертвых точках) и инерцией столба жидкости в момент
начала ее движения. Инерционная нагрузка равна произведе-
нию массы на ускорение. Ускорение точки подвеса штанг оп-
317'
ределяют согласно теории кривошипно-шатунного механизма.
Колонна штанг представляет собой упругий стержень. Импульс
силы прикладывается к штангам в точке подвеса при перехо-
де через мертвую точку. Вдоль колонны штанг он распростра-
няется не мгновенно, а со скоростью звука в металле им, и до-
стигает нижнего конца штанг с опозданием. Плунжер создает
импульс силы на столб жидкости, находящейся над ним.
В столбе жидкости этот импульс силы распространяется так-
же как в упругой системе со скоростью звука в жидкости vx.
Поскольку имс^5000 м/с, иж^1400 м/с (негазированная вода),
то действие силы инерции жидкости очень запаздывает. По-
этому принимая, что масса штанг сосредоточена у головки ба-
лансира, завышают инерционные нагрузки. А не учитывая
инерцию столба жидкости, занижают инерционные нагрузки.
Предполагая, что эти две неточности компенсируют друг друга,
записывают
Рин(в, н) = Яв(н) —Рш1тД1 (11.27)
где тд —фактор динамичности:
(Н-28)
•я'в(н) — максимальное ускорение точки подвеса штанг в начале
хода вверх (в) и вниз (н); г — длина кривошипа; I — длина
.шатуна.
Знак «—» принимается в верхней мертвой точке (при ходе
вниз), а знак «+» — в нижней мертвой точке (при ходе вверх).
Так как обычно тд~0,05—0,12, то инерционная нагрузка на
5—12% больше веса штанг в воздухе.
Более точное выражение получил А. С. Вирновский:
тд = 0,5а|(Н)^{ав(н)-2^-) , (11.29)
где аВ(н), аВ(н) — кинематические коэффициенты станка-качалки;
«M=yco2s/g’; фь=Хш/(^ш+Хт); Хш, Хт — упругие деформации
штанг и труб, обусловленные нагрузкой рж; со = лп/30 — угло-
вая скорость вращения кривошипа.
Вибрационные (колебательные) нагрузки вызваны тем, что
колонна насосных штанг совершает вынужденные колебания,
которые придает ей станок-качалка, а в штангах кроме этого
возникают собственные колебания под действием ударного при-
ложения на плунжер и снятия нагрузки рж. Инерционные и
вибрационные нагрузки вызваны движением колонны штанг,
поэтому их сумму называют динамическими нагрузками. Они
возникают при больших числах качаний и большой глубине
спуска насоса.
318
Силы трения состоят из сил: а) механического трения ко-
лонны штанг и труб Ртра, особенно в наклонных и искривлен-
ных скважинах; б) трения плунжера о стенки цилиндра рТрпл,
в) гидродинамического трения штанг в жидкости рТрг; г) гид-
равлического .сопротивления в нагнетательном клапане рКлН;
е) гидравлического сопротивления (трения) при движении
жидкости в трубах рТрт- Эти силы незначительные по сравне-
нию с весом штанг, поэтому при расчете нагрузок ими можно-
пренебречь. В наклонно-пробуренных и искривленных скважи-
нах (угол наклона превышает 5°) силы механического трения
существенны и ими пренебрегать уже нельзя. При статиче-
ской нагрузке более 50 кН эти силы уже больше 1 кН и мо-
гут достигать 10—15 кН.
Сила трения направлена вдоль поверхности соприкоснове-
ния в сторону, противоположную движению, и равна произве-
дению коэффициента трения на силу нормального давления,,
которая прижимает тело к опоре. Тогда с учетом действующей
на штанги статической нагрузки при ходе вверх и вниз можно-
записать:
Ртр м(в) = Сш (р шт+рж) sin (Хз, (11.30)
Ртр м(н) = СшР шт Sin (Хз,
где а3 — средний зенитный угол отклонения ствола скважины
от вертикали (угол искривления скважины); сш — коэффици-
ент трения штанг о трубы, принимаемый в зависимости от вяз-
кости и обводненности нефти 0,1—0,7 (обычно сш = 0,15—0,25).
Так как статические и инерционные нагрузки — наиболее
существенные, можем записать
Ртах — Рж + Ршт (^арх + ^1д) ! (11.32)
Pmin = Ршт (^арх Шд). (11.33)
Этими формулами можно пользоваться при статическом ре-
жиме работы установки (откачки жидкости), когда параметр-
динамического подобия (критерий Коши), представляющий со-
бой отношение частоты вынужденных колебаний, вызванных
станком-качалкой, к основной частоте собственных колебаний,
Фд = = Фкр, (11.34)
UMIL' ум
где (рКр=0,2—0,12 — критическое значение параметра, которое
принимается в зависимости от диаметра насоса.
При (рд>(ркР режимы работы называют динамическими, при
которых усиливаются колебательные процессы в штангах.
В данном случае следует пользоваться более точными форму-
лами А. С. Вирновского, А. Н. Адонина и другими, которые
опубликованы в специальной литературе.
319
В колонне штанг при параметре <рд=0,785 возникает резо-
нанс (резкий рост динамических нагрузок). В соответствии с
•формулой (11.34) ему соответствует критическое число качаний
Л 'ТОК ITTljfp/.
и’ 30-5000
или
nKp = 37 500/L.
(11.35)
Во избежание увеличения динамических нагрузок рекомен-
дуется принимать число качаний на 1,5—2 меньше критическо-
го, то есть
n<37 500/2,-1,5.
(11.36)
Действительная длина хода плунжера
Нагрузки, действующие на штанги и трубы, вызывают их
деформации. Попеременно действующие нагрузки приводят к
изменению длины хода плунжера 5ПЛ по сравнению с длиной
хода устьевого штока $.
Гидростатическая нагрузка рж попеременно действует то на
штанги, то на трубы, вызывая их упругие деформации в соот-
ветствии с законом Гука
Хш=ржГ/(^у/ш); (11.37)
Ат=рж2/(2’у/т), (11.38)
где Е7 — модуль упругости (Юнга); fT — площадь сечения ме-
талла труб.
В результате действия нагрузки рж перемещение плунжера
вверх относительно цилиндра насоса начнется только после
того, как точка подвеса штанг своим перемещением вверх ском-
пенсирует деформацию (удлинение) штанг и деформацию (уко-
рочение) труб. Естественно, на длину общей деформации
= Ч + (11.39)
уменьшается длина хода плунжера
Snji~s X. (11.40)
Штанги испытывают еще постоянную нагрузку от собст-
венного веса, которая с глубиной уменьшается до нуля. По-
этому с целью уменьшения нагрузки на головку балансира,
исходя из принципа равнопрочности колонны штанг, колонну
штанг делают ступенчатой, состоящей из участков штанг с
.320
уменьшающимся книзу диаметром. Тогда, например, для трех-
ступенчатой колонны
\ /Ш1
I Ig
/ш2 /шЗ
L
/ т
(11.41)
где /ш;, U — площадь сечения и длина i-й ступени штанг.
Для устранения деформаций труб (+ = 0) можно колонну
подъемных труб заякорить у насоса (закрепить в эксплуата-
ционной колонне). От этого длина хода плунжера $пл увели-
чится.
Инерционные нагрузки в начале хода плунжера вверх уве-
личивают деформацию штанг, однако в конце хода плунжера
вверх низ штанг и плунжер по инерции проходят дополнитель-
ное расстояние Д$ь так как инерционные силы уменьшают об-
щую нагрузку на штанги. Аналогично в конце хода плунжера
вниз низ штанг и плунжер по инерции проходят дополнитель-
ное расстояние As2, так как инерционные силы увеличивают
общую нагрузку на штанги. Поскольку инерционная сила как
массовая сила является распределенной вдоль колонны штанг,
то ее заменяем силой, сосредоточенной и приложенной к цент-
ру штанг, который лежит на середине длины колонны. Тогда по
закону Гука
А51 = рнн(вД/(2ЕДш); (11.42)
А«2 = Рин(н)А/(2£у/ш). (11.43)
Общее удлинение хода плунжера
5ин ~ ~ 2Е f (в) Р,т <н>) =
= ’2£у/ш ^шт 1789 ( 1 + ~+1 — т)=-Ё^Г’4789" (1L44)
ИЛИ При Ршт = Lpcgfm, Ду = 2,06-1010 Н/м2, рс = 7800 кг/м3
s„„ = 2,076 • 10-10 L2n2s. (11.45)
Таким образом, действительная длина хода плунжера с уче-
том также инерционных нагрузок
snj, = s — x+s„„ = s — Х+2,076-10-10 T2n2s (11.46)
или
8пл = 5Кх — х, (11-47)
где Ах— фактор выигрыша хода,
Ах = 1+2,076- 10~10А2и2. (11.48)
Для обычных режимов работы установки фактор выигрыша
хода на 1,5—2% больше единицы.
21—1020
321
Для расчета фактора выигрыша хода К* или длины хода
плунжера $Пл при динамических режимах предложено несколь-
ко формул. Наиболее простой из них и достаточно точной яв-
ляется формула Л. С. Лейбензона:
5пл = -^-----X. (11.49)
UUo 'РД
Силы трения также влияют на длину хода плунжера, одна-
ко их влиянием обычно пренебрегают. Отметим только, что при
ходе штанг вниз на плунжер действует сосредоточенная осевая
сила сжатия рсж, которая равна сумме силы трения плунжера
при ходе вниз ртрпл и силы сопротивления в нагнетательном
клапане ркл н- Эта сила направлена вверх, вызывает сжатие и
продольный изгиб нижней части колонны штанг, а также рас-
тяжение труб. В результате полезная длина хода плунжера «Пл
за счет этих деформаций уменьшается. Для предупреждения
сжатия и продольного изгиба нижней части колонны штанг
применяют нижние штанги большего диаметра (утяжеленный
низ). Вес утяжеленного низа принимают равным силе сжа-
тия Рсж-
11.4. Станки-качалки, насосы, насосные штанги
и оборудование устья насосных скважин
Станки-качалки
Станки-качалки — индивидуальный механический привод
ШСН. в настоящее время на промыслах используются станки-
качалки по ГОСТ 5866—76. В шифре станка-качалки типа СК
второй модификации по ГОСТ 5866—76, например СК5-3-2500,
указано: 5 — наибольшая допускаемая нагрузка ртах на голов-
ку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1 т= 10 кН);
3 — наибольшая длина хода s устьевого штока в м; 2500 — наи-
больший допускаемый крутящий момент Мкр max на ведомом
валу редуктора в кгс-м (1 кгс-м=10-2 кН-м). Дополнительно
СК характеризуют числом п качаний балансира (двойных хо-
дов) в мин, которое изменяется от 5 до 15 мин-1. Серийным про-
изводством освоено пока шесть типоразмеров (длина хода до
3,5 м; нагрузка до 120 кН; крутящий момент до 56 кН-м).
Не выпускают станки-качалки в холодостойком исполнении.
Условные обозначения станка-качалки по предыдущему ГОСТу
аналогичны, за исключением наличия первой цифры, которая
указывает номер модели.
Смонтирован СК на раме, устанавливаемой на железобе-
тонное основание (фундамент). Для быстрой смены и натяже-
ния ремней электродвигатель установлен на поворотной салаз-
ке. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем)
322
положении головки осуществляется с помощью тормозного ба-
рабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная
для беспрепятственного прохода спуско-подъемного (талевого
блока, крюка, элеватора) и скважинного оборудования при
подземном ремонте скважины.
Поскольку головка балансира совершает движение по дуге,
то для ее сочленения с устьевым штоком и штангами имеется
гибкая канатная подвеска (рис. 11.3). Она позволяет также
3 2 7
Рис. 11.3. Подвеска устьевого штока:
/ — иижняя траверса; 2 — плашки каната; 3 — пружина плашек; 4 — вннт стопорный; 5 —
верхняя траверса; 6 — плашка штока; 7 —пружина плашек штока; 8 — сальниковый
шток; 9 — канат
регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для преду-
преждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхо-
да плунжера из цилиндра и устанавливать динамограф для
исследования работы оборудования.
Длина хода устьевого штока (амплитуда движения головки
балансира) меняется путем изменения места сочленения кри-
вошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка
пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний п (ча-
стота движения головки балансира) изменяется сменой веду-
щего шкива на валу электродвигателя на другой с большим
или меньшим диаметром, то есть регулирование работы СК
дискретное.
21* 323
Уравновешивание станков-качалок
За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравно-
мерная. Неравномерная нагрузка, действующая на головку ба-
лансира, вызывает неравномерную работу электродвигателя.
В простейшей постановке при статическом режиме, когда ди-
намическими нагрузками и силами трения можно пренебречь,
эта работа положительна при ходе штанг вверх
Ав = (р'шт+Рж)х (11.50)
и отрицательна при ходе вниз
Лн = ~ р'штЗ, (11.51)
то есть двигатель приводится в действие силой тяжести колон-
ны штанг. Такая неравномерность приводит к ускоренному из-
носу узлов станка-качалки и к ненормальному режиму рабо-
ты электродвигателя. Оптимальный режим его работы будет
обеспечен в том случае, если работа, совершаемая двигателем
в течение одного двойного хода (при ходе штанг вверх и вниз),
постоянна. Постоянство работы достигается механическим урав-
новешиванием СК, то есть грузами. Грузы (противовесы) уста-
навливают либо на заднем плече балансира (СК2) в виде чу-
гунных плит, либо на кривошипе (СК4 — СК20) в виде полу-
овальных чугунных отливок-пластин, либо на кривошипе и на
плече балансира (СКЗ). Уравновешивание тогда соответствен-
но называют балансирным, кривошипным (роторным) или
комбинированным. Балансирное уравновешивание применяют
у СК малой грузоподъемности, кривошипное — большой и ком-
бинированное — средней грузоподъемности. Это обусловлено
тем, что балансирный груз вызывает инерционные нагрузки,
а кривошипный груз — большие нагрузки на опоры вала и кор-
пус редуктора СК.
Величину и местоположение груза можно установить из ус-
ловия равенства работ при ходе штанг вверх и вниз. На прак-
тике для уравновешивания СК используются номограммы, име-
ющиеся в паспортной характеристике СК. Окончательное урав-
новешивание и контроль его осуществляют путем контролиро-
вания тока, потребляемого электродвигателем. Ток должен
быть одинаковым при ходе вверх и вниз. Проверку осуществ-
ляют с помощью переносного амперметра, называемого ампер-
клещами, работающими по принципу трансформатора.
Выбор электродвигателя станка-качалки
Приводом станков-качалок служат короткозамкнутые асинх-
ронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные элект-
родвигатели серии АО и их модификации с повышенным пу-
324
сковым моментом АОП, а также электродвигатели серии АО2
и их модификации АОП2, которые имеют более высокий
К.П.Д. и надежнее в эксплуатации. Электродвигатели имеют
частоту вращения 1500 и 900 мин-1, отношение пускового мо-
мента к номинальному 1,8—2, отношение максимального мо-
мента к номинальному 2,2—2,8.
Выбирают электродвигатель по необходимой мощности.
Мощность электродвигателей для станков-качалок можно оп-
ределить по различным формулам или таблицам АзИНМаша.
Необходимая мощность электродвигателя (в кВт) рассчи-
тывается по формуле Д. В. Ефремова:
А 401 • 10-бл^л^Рж^ (1 ~^ск Д- ап) К, (11.52)
где г/пл — диаметр плунжера насоса, м; п— число качаний
в минуту; рж — плотность жидкости, кг/м3; h\ — высота подъ-
ема жидкости (расстояние от устья до динамического уров-
ня), м; т]н — К.П.Д. насоса (т]н = 0,9); т]ск — К.П.Д. станка-ка-
чалки (т]ск = 0,82); осп — коэффициент подачи; К—коэффици-
ент степени уравновешенности станка-качалки (для уравнове-
шенной системы К— 1,2).
При выборе электродвигателя необходимо учесть, что при
п>8 мин-1 рекомендуются двигатели с синхронной частотой
вращения вала 1500 мин-1, а при п<8 мин-1 — 900 мин-1.
Скважинные штанговые насосы
Известны различные конструкции ШСН. Остановимся на
конструктивных особенностях тех насосов, которые выпускает
отечественная промышленность для нормальных и осложнен-
ных условий эксплуатации.
По способу крепления к колонне НКТ различают встав-
ные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (ОСТ
26-1424—76).
Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ
на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происхо-
дит на замковой опоре, которая предварительно спускается на
НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только ко-
лонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в сква-
жинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.
Узлы замковых опор показаны на рис. 11.4. Коническая по-
верхность кольца служит опорой для конуса насоса. Конус на-
соса и опорное кольцо не позволяют откачиваемой жидкости
возвращаться в скважину. Они изготавливаются из нержавею-
щей стали марки 30X13 и тщательно обрабатываются. Пру-
жинный насос, выполненный в виде усеченного конуса, в ниж-
ней части имеет шесть разрезов.
325
Насос НСВ1 (рис. 11.5) включает цилиндр, плунжер, за-
мок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапа-
ны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра,
а нагнетательный — плунжера. Для повышения надежности и
долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными
парами «седло — шарик». Вверху плунжера имеется шток с пе-
реводником под штанги. Замок и противопесочный клапан раз-
мещены в верхней части цилиндра.
Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в ниж-
ней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору ниж-
ним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической
растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить
глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска
насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 она
составляет 2500—3000 м.
Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса (см.
рис. 11.5) присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спу-
скается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в ци-
линдр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном
на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске,
его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ
примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в сква-
жинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и
большим межремонтным периодом. Для смены насоса (ци-
линдра) необходимо извлекать штанги и трубы.
Насос НСН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетатель-
ного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера
размещается нагнетательный клапан и шток с переводником
под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконеч-
ника на захватном штоке свободно подвешивается всасываю-
щий клапан. При работе клапан сажается в седло корпуса.
Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо
для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для
замены клапана без подъема НКТ. Наличие захватного штока
внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в на-
сосах НСН1 не превышает 0,9 м.
В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 нагнетательный
клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлече-
ния всасывающего клапана без подъема НКТ используется
ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу наг-
нетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки
для зацепления. В клетку всасывающего клапана ввинчен
шпиндель (укороченный шток) с двумя утолщенными шпиль-
ками. После посадки всасывающего клапана в седло корпуса
поворотом колонны штанг на 1—2 оборота против часовой
стрелки добиваются того, что шпильки шпинделя скользят по
канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от
326
Рис. 11.4. Замковые опоры:
а — замковая опора ОМ: / — переводник;
2 — опорное кольцо; 3 — пружинный якорь
(фиксатор); 4 — опорная муфта; 5 — ко-
жух; 6 — направляющий переводник;
б — замковая опора ЮМ: / — переводник;
2 — опорная муфта; 3 — опорное кольцо;
4 — кольцо-фиксатор
g|< 6
Рис. 11.5. Скважинные штанговые
насосы
HCCl НСВ2 НСВГ НСВЛ НСН1 HCHZ НСНА
плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на
шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.
Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним крепления-
ми цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса ниж-
ним концом устанавливается в муфте НКТ посредством пере-
водника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгру-
жен. Аналогично насосу НСВ2 максимальная глубина спуска
насосов НСН2 с нижним креплением по сравнению с насоса-
ми НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивает-
ся соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.
Для эксплуатации скважин в осложненных условиях разра-
ботаны насосы специальных типов. Для откачки жидкости с
большим содержанием механических примесей (песка до 0,2%
по объему) предназначен насос НСВ1П в абразивостойком ис-
полнении. В отличие от насоса НСВ1 он имеет одинарные наг-
нетательный и всасывающий клапаны с седлами из твердого
сплава. Для откачки жидкости с объемным содержанием пе-
ска более 0,2% предназначен насос НСН2Т с седлами клапа-
нов из твердого сплава и использованием трубчатых штанг.
Откачиваемая жидкость из плунжера поступает не в НКТ,
а в полые штанги и по ним поднимается на поверхность, то
есть рабочие поверхности цилиндра и плунжера изолированы
от добываемой жидкости с песком. При подъеме полых штанг
жидкость из них сливается в скважину через отверстие в плун-
жере.
Для эксплуатации скважин, обводненных (более 99%),
и с значительным пескопроявлением (более 0,2% по объему)
имеются насосы НСВ1В и НСН2В. В отличие от НСВ1 и НСН2
в них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластич-
ными воротниками, которые предотвращают попадание песка
в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри плунжера
установлен сепаратор для отделения нефти от откачиваемой
жидкости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной па-
ры. Седла клапанов изготовлены из твердого сплава.
Для откачки высоковязкой (до 300 мПа-с) жидкости пред-
назначен дифференциальный насос одностороннего действия
НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых
является рабочим, а другой создает дополнительное усилие
для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.
Насос НСВД в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце
нижнего плунжера имеет дополнительный всасывающий кла-
пан, что создает дополнительную камеру для сжатия газиро-
ванной жидкости.
Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объем-
ном содержании свободного газа на приеме не более 25%, а для
остальных конструкций допустимое объемное содержание сво-
бодного газа не должно превышать 10%.
328
Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор
жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше
диаметра плунжера. Это достигнуто особой конструкцией
его — наличием автосцепа, включающего сцеп и захват, и
сливного устройства. Насос в собранном виде без сцепа спу-
скается в скважину на НКТ. Затем на штангах спускается сцеп
с мерным штоком. Сцеп проталкивает золотник сливного уст-
ройства вниз и сцепляется с захватом, закрепленным на плун-
жере, при этом сливное отверстие закрывается. При подъеме
насоса следует поднять колонну штанг. При этом захват про-
талкивает золотник вверх, открывая сливное отверстие. После
этого сцеп отделяется от захвата и колонна штанг свободно
поднимается.
Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из ко-
ротких стальных или чугунных втулок каждая длиной 300 мм)
и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изго-
тавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5 и 1,8 м. Наружная
поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отпо-
лированы. Плунжеры в зависимости от содержания механиче-
ских примесей в откачиваемой жидкости принимают гладкими,
с кольцевыми канавками, с винтовой канавкой, типа пескобрей
или армированными резиновыми кольцами.
В зависимости от величины зазора между плунжером и ци-
линдром изготовляют насосы следующих групп посадок:
Группа Зазор, мм
0................................<0,045
1 . ... 0,02—0,07
2 . . . . .... 0,07—0,12
3 . . . . ............. 0,12—0,17
Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше
группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температу-
рой или повышенным содержанием песка и парафина рекомен-
дуется использовать насосы третьей группы посадки. При боль-
шой глубине спуска насоса рекомендуется использовать насо-
сы с меньшей величиной зазора.
Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина
хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НСВ —
28—55 мм и 1,2—6 м, а для НСН — 28—93 мм и 0,6—4,5 м.
В условное обозначение насоса входят: тип насоса, испол-
нение, условный размер (диаметр плунжера) в мм, длина хода
плунжера в мм, уменьшенная в 100 раз, и наибольшая длина
спуска насоса в м, также уменьшенная в 100 раз. Например,
НСН2-32-30-12, где 32 — диаметр, мм; 30X100 — длина хода
плунжера, мм; 12X100 — наибольшая глубина спуска насо-
са, м.
329
Выбор насоса осуществляется с учетом состава откачивае-
мой жидкости (наличие песка, газа и воды), ее свойств, де-
бита и глубины его спуска. Диаметр НКТ выбирают в зави-
симости от типа и условного размера насоса.
В целом скважинные штанговые насосы обеспечивают от-
качку продукции с обводненностью до 99%, абсолютной вяз-
костью до 100 мПа-с, содержанием твердых механических при-
месей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным
содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до
200 мг/л и температурой до 130 °C.
Насосные штанги
Штанги предназначены для передачи возвратно-поступа-
тельного движения плунжеру насоса. Штанга представляет со-
бой стержень круглого сечения с утолщенными головками на
концах. Выпускают штанги из легированных сталей диамет-
ром (по телу) 19, 22, 25 мм и длиной 8 м для нормальных ус-
ловий эксплуатации. Предел текучести выпускаемых штанг со-
ставляет до 6,3 Н/мм2. Готовится выпуск высокопрочных штанг,
штанг диаметром 12, 16 и 28 мм, предусмотренных стандартом,
коррозионно-стойких штанг. Разрабатывается колонна штанг,
наматываемая на барабан. Для регулирования длины колонны
штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр на-
соса имеются также укороченные штанги («футовки») дли-
ной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.
Штанги соединяются муфтами. На утолщенном высаженном
конце штанги (головка штанги) имеются резьбовой ниппель
под муфту, участки квадратного сечения (квадраты) под за-
хват штанговыми ключами, упорные и опорные бурты в пере-
ходной зоне для посадки штанг на элеваторы при спуске
и подъеме их из скважины. Выпускаются также полые (труб-
чатые) штанги из труб (наружный диаметр 42 мм, толщина
стенки 3,5 мм) с приваренными к ним головками (из трубы
диаметром 56 мм и толщиной стенки 12 мм).
Особая штанга — устьевой шток, соединяющий колонну
штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (по-
лированный шток). Он изготовляется без головок, а на концах
имеет стандартную резьбу.
Штанги транспортируют в специальных пакетах, обеспечи-
вающих сохранение их от механических повреждений и искрив-
лений. Резьба штанг и муфт должна быть защищена предохра-
нительными колпачками и пробками от повреждений, грязи
и влаги. Погрузка и выгрузка должны проводиться при помощи
крана со специальной траверсой.
Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкова-
ние и т. п., а также применяют ингибиторы: для несероводород-
330
ных сред — ИКНС-АзНИПИнефть, ГРМ, ИКСГ-1; для серово-
дородных сред — «Север-1», АНПО и композиции ИКНС-
АзНИПИнефть и ГРМ с АНПО.
Оборудование устья насосных скважин
Устьевое оборудование предназначено для герметизации за-
трубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода про-
дукции скважины и подвешивания колонны НКТ.
Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник,
тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны
(рис. 11.6).
Устьевые сальники изготавливаются двух типов: с одним
(СУС1) и двумя (СУС2) уплотнениями. Сальник с двойным
уплотнением выбирают для скважин с большими газопроявле-
ниями и высоким статическим уровнем жидкости в них. Устье-
вой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью
сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через
тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Отличительная
особенность сальника — наличие пространственного шарового
шарнира между головкой сальника и тройником. Шаровое со-
единение обеспечивает самоустановку головки сальника при
несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает одно-
сторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену
набивки. Самоустанавливающиеся устьевые сальники рассчи-
таны на рабочее давление 4 МПа.
Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и распо-
ложена эксцентрично относительно оси скважины, что позво-
ляет проводить спуск приборов в затрубное пространство через
специальный устьевой патрубок с задвижкой. В оборудовании
типа ОУШ предусмотрена муфтовая подвеска НКТ (рис. 11.7).
На подвеске установлен сальник и отвод с вентилем, предна-
значенный для пропуска в затрубное пространство скважинных
приборов. Для перепуска газа из затрубного пространства в
промысловый нефтетрубопровод и предотвращения излива неф-
ти в случае обрыва устьевого штока предусмотрены обратные
клапаны.
11.5. Выбор оборудования и установление
параметров работы штанговой насосной установки
Из уравнения (11.7) подачи установки следует, что пода-
чу Q можно повысить увеличением площади сечения плунже-
ра F (равнозначно диаметра насоса dH), числа качаний п,
длины хода устьевого штока $ и коэффициента подачи ап. Од-
нако с увеличением площади F увеличиваются нагрузки на
штанги, и, следовательно, уменьшается длина хода плунжера
вследствие упругих деформаций штанг и труб. Поэтому с уве-
331
Рис. 11.6. Оборудование устьевое
типа ОУ:
/ — крестовина; 2 — конусная подвеска;
3 — резиновые уплотнения; 4 — разъемный
фланец; 5 — патрубок; 6— тройник; 7 —
задвижка; <8 — устьевой сальник СУС2; 9 —
штанга; 10 — кран; // — обратный клапан;
12 — пробка
Рис. 11.7. Оборудование устьевое
типа ОУШ:
/ — корпус; 2 — трубная подвеска; 3 —
устьевой сальник
личением площади F подача Q возрастает, достигает максиму-
ма и затем уменьшается за счет уменьшения коэффициента по-
дачи (Хп.
Увеличение числа качаний п приводит к росту динамических
нагрузок на штанги и СК. Увеличение длины хода s ограничи-
вается конструкцией СК. Кроме того, для СК ограничен мак-
332
симальный кроящий момент на валу кривошипа (или редук-
тора):
А1кр тах = Рж/б/(2т]м) (11.53)
или более точно с использованием динамограммы
Мкр ш^х= {ртах pmln) /б/ (2т|м) , ( 11.54)
где /б —длина переднего плеча балансира СК; цм— механиче-
ский коэффициент полезного действия СК от канатной подве-
ски до вала редуктора (щ,~0,85).
От параметров откачки (дебита Q, обводненности пв, диа-
метра насоса dH, глубины спуска насоса L, числа качаний п)
зависит частота аварий со штангами (обрывы, отвороты), на ко-
торые приходится 25—40% от общего числа аварий подземной
части ШСНУ. Частота прочих аварий (износ и выход из строя
насоса, его элементов и другие) от них не зависит.
Для расчета вероятной частоты аварий со штанговой ко-
лонной (число обрывов на скважине в год) А. С. Вирновский
предложил формулу
у — с'п
dH \3,27fe' + 0,13 / L \ 2fe'+l
) (Чобо )
(11.55)
где с', k' — коэффициенты, которые зависят соответственно от
предела усталостной прочности (свойств материала) штанг и
свойств откачиваемой жидкости и материала штанг; dn, dmi —
диаметр насоса и штанг; L — длина колонны штанг, м.
Анализ практических данных показывает, что £' = 0,75—2.
Тогда из формулы (11.55) следует, что частота аварий у прямо
пропорциональна числу качаний п в первой степени и диамет-
ру насоса <7И приблизительно в кубе. Частота аварий у не за-
висит от длины хода штока s, однако при больших длинах s
силы инерции заметно повышают амплитуду и максимальную
нагрузку, что несколько увеличивает частоту аварий у. Таким
образом, приходим к выводу, что правильно назначенный ре-
жим откачки должен характеризоваться максимальной длиной
хода s, соответствующей данному станку-качалке, минималь-
ной площадью F (тоже dK), а число качаний п вычисляется из
формулы подачи (11.7). Во всех случаях надо стремиться к
увеличению коэффициента подачи ап.
Применяют две расчетные методики проектирования. Рас-
чет с использованием диаграмм А. Н. Адонина [10] и таблиц —
наиболее простой. Диаграмма зависимости подачи Q ШСНУ
от глубины спуска насоса L разделена на области применения
стандартных СК, внутри которых выделены поля стандартных
диаметров насосов dK.
При построении диаграммы принято: коэффициент наполне-
ния насоса ап = 0,85 как средний за межремонтный период без
333
учета влияния газа; плотность жидкости рж = 9О(Х кг/м3, погру-
жение насоса под динамический уровень /г=0; /устьевое давле-
ние Р2 = О. Штанговые колонны подобраны для условий наи-
большей нагрузки для каждого СК и каждого диаметра насо-
са dH, а приведенные напряжения в штангах не превышают
120 МПа. Предельные глубины L определены двумя парамет-
рами СК: максимально допустимой нагрузкой на балансир и
максимальным допускаемым крутящим/моментом на валу ре-
дуктора. /
Порядок выбора оборудования и/режима откачки следу-
ющий.
Фактическая глубина спуска насоса
L = h\-\-h=(H — -\-h, (11.56)
где h\ — расстояние от устья скважины до динамического
уровня /гд; Н — глубина скважины.
Величину /гд определяют из уравнения притока
С = Ко(Рпл —рз), (11.57)
то есть
Рз
ржё
Рпл — Ql%a
Ржё
(11.58)
где Ко — коэффициент продуктивности; рпл, Рз — пластовое и
забойное давления.
Величину погружения h принимают равной 20—50 м при
нормальной работе, а при наличии свободного газа на приеме
насоса увеличивают до 150—500 м или применяют газовые
якоря.
Для учета устьевого давления р2 и давления на приеме
насоса рпр (равносильно погружению h, так как можно принять
рПр = /1рж^) рассчитывают приращение расчетной глубины спу-
ска насоса
ДЛ = К(р2 —Рпр)/<?ш, (11.59)
где рш — средний вес 1 м штанговой колонны.
Тогда расчетная глубина спуска насоса
Лр = А+ДД (11.60)
Получив зависимость фактической L или расчетной £р глу-
бины спуска насоса от дебита Q (уравнения (11.56) или
(11.60)), можем при заданном дебите Q по Q и L (или Др) на
диаграмме А. Н. Адонина найти тип СК и диаметр насоса.
Дальше принимаем длину хода s = smax (указано в шифре СК),
а для получения заданного дебита Q уточняем число качаний п
из пропорции
til /Zm»x = QI Qmax,
(11.61)
834
где nmax — максимальное чис-
ло качаний Жданного СК;
Qmax — максимальная подача,
соответствующая верхней гра-
нице поля насоса Ханного ди-
аметра. \
Затем выбираем тцп насо-
са и группу посадки в зависи-
мости от подачи, высоты'шодъ-
ема и вязкости жидкостй^ об-
водненности, содержания Ьдза
и песка. В зависимости от Фи-
па и диаметра насоса по таб-
лице выбираем диаметр НКТ,
а в зависимости от диаметра
и глубины спуска насоса —
конструкцию колонны штанг.
Эти таблицы приведены в
справочной литературе.
В последующем на основе
измерений дебита и данных
динамометрирования коррек-
тируют найденные глубину
спуска насоса L и параметры
чить заданный дебит при высоком
Рис. 11.8. Кривые распределения дав-
ления, газового фактора и расходно-
го газосодержания, построенные для
проектирования эксплуатации сква-
жины штанговой насосиой установкой
режима откачки, чтобы полу-
коэффициенте наполнения
насоса.
На практике могут возникнуть осложнения в работе запро-
ектированной установки. Они обусловлены отсутствием полной
исходной информации и невозможностью ее учета при таком
детерминированном (причинно-следственном) подходе. Поэто-
му находят все более широкое применение методики оптимиза-
ции работы насосных скважин, основанные на вероятностно-
статистическом учете влияющих факторов и использовании
ЭВМ.
Методика выбора ШСНУ и режима откачки с использова-
нием кривых распределения давления в скважине позволяет
более полно учесть условия откачки, в частности наличие сво-
бодного газа. Для этого строят (рис. 11.8): а) кривые распре-
деления давления p(z), газового фактора (газового числа)
R(z) и расходного газосодеожания по стволу скважины
(соответственно кривые 1, 2, 3) в обсадной колонне по принци-
пу снизу-вверх от забоя (глубина И, давление р3) до глубины,
где давление становится равным минимально допустимому
(для обеспечения поступления жидкости в насос) или расход-
ное газосодержание достигает максимально допустимой вели-
чины Ртах, при превышении которой в процессе откачки плун-
жер при ходе вниз ударяется об жидкость (Ртах = 0,75); б) кри-
335
вую 4 распределения давления p(z) от устьевого давления р2
по принципу сверху-вниз. /
Отметим, что в интервалах от забойного /давления р3 до
давления насыщения рн и от давления на выкиде насоса рт до
нового давления насыщения р'н с учетом /сепарации газа дви-
жется негазированная жидкость. /
Затем выбирают глубину спуска насоса L, давление на при-
еме рпр и выкиде рт насоса, расходное газосодержание рпр и
газовый фактор Rnp на приеме, а также перепад давления Арн,
который должен создать насос, и ротерю давления в нагнета-
тельном клапане АрКлН- После черо вычисляют подачу насоса
и подбирают режимные параметры откачки и тип станка ка-
чалки.
11.6. Исследование насосных скважин
и динамометрирование скважинных насосных установок
Контроль за работой скважины, оборудованной ШСНУ,
осуществляют путем ее исследования и динамометрирования.
Исследование скважин. Насосные скважины, оборудованные
ШСНУ, исследуют в основном при установившихся режимах с
целью получения индикаторной линии Q(Ap) и установления
зависимости дебита Q от режимных параметров работы уста-
новки. По данным исследования аналогично, как и при других
способах эксплуатации, определяют параметры пласта и уста-
навливают режим работы скважины.
Дебит скважины Q равен подаче установки, которая опи-
сывается уравнением (11.7). Из уравнения следует, что для
целей исследования дебит можно менять либо изменением
длины хода штока s (изменением места сочленения шатуна с
кривошипом перестановкой пальца шатуна на кривошипе), ли-
бо изменением числа качаний п (смена диаметра шкива на ва-
лу электродвигателя).
По сравнению с другими способами эксплуатации скважин
особенность исследования в данном случае связана с опреде-
лением забойного давления р3. Для прямого измерения забой-
ного давления р3 в затрубное пространство (поскольку в НКТ
находятся штанги) на стальной проволоке через патрубок
устьевого оборудования при эксцентричной подвеске НКТ спу-
скают малогабаритный скважинный манометр диаметром 22—
25 мм. В глубоких и искривленных скважинах возможны при-
хваты и обрывы проволоки.
Известно применение лифтовых скважинных манометров.
Их подвешивали к приемному патрубку ШСН и спускали
в скважину вместе с НКТ. Часовой механизм с многосуточным
заводом обеспечивал возможность местной регистрации давле-
ния в процессе исследования. Однако необходимость проведе-
336
ния спуско-подъемных операций с НК.Т ограничила применение-
лифтовых манометров.
Прямые измерения р3 обеспечивают получение надежных
результатов исследования, поэтому представляет интерес при-
менение датчиков Давления, постоянно находящихся в скважи-
не. Выпускается система контроля давления на приеме глубин-
ных насосов СКД-lMx которая обеспечивает измерение давле-
ния до 20 МПа при температуре среды до 100 °C.
Косвенным путем определить забойное давление р3 можно -
по формуле гидростатического давления
Рз — h^p^g, (11.62)
где йд — динамический уровень жидкости; рж — средняя плот-
ность жидкости в скважине (в затрубном пространстве и ни-
же приема насоса).
Определение глубины от устья скважины до динамиче-
ского уровня жидкости, устанавливающегося при каждом ре-
жиме откачки, осуществляют с помощью эхолота. Тогда
h^H — h'z. (11.63)
Сущность эхометрии заключается в следующем. В затруб-
ное пространство с помощью датчика импульса звуковой вол-
ны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Зву-
ковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уров-
ня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается
кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен
через усилитель с регистрирующим устройством, которое за-
писывает все сигналы (исходный и отраженный) на бумажной
ленте в виде диаграммы (рис. 11.9). Лента перемещается с по-
Рис. 11.9. Эхограмма
мощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью ил.-
Измеряя длину записи Zyp на эхограмме, определяют время про-
хождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно
/ур = /ур/Ул- (11.64)
Тогда вычисляют расстояние от устья до динамического
уровня
А,д = УзВг,ур/2, (11.65)
где г?зв — скорость звука в газовой среде затрубного прост-
ранства.
22—1020 337
Скорость и3в зависит от давления, температу/ы и плотности
таза. Для ее определения на колонне НКТ вблизи уровня на
заданной глубине Lpen предварительно при очередном ремонте
устанавливают репер-отражатель. В качестве репера служит
утолщенная муфта или отрезок трубы, который на 50—65%
перекрывает затрубное пространство. На/эхограмме получают
сигнал, отраженный от репера. Тогда определяют аналогично
время прохождения волны до репера и Обратно
/реп = Треп/щ/ (11.66)
и скорость звука /
U3B = 2Lpsh///pen, (11.67)
где /реп — длина записи на эхограмме.
Можно также записать
^ = TPen^L. (11.68)
На промыслах зачастую строят зависимость Щв от давления
и используют ее для других скважин этого же месторождения.
Применение электронных усилителей с фильтром для глушения
помех и выделения измеряемого сигнала позволяет зафиксиро-
вать на ленте сигналы, отраженные от каждой муфты колонны
НКТ. Умножая число пиков сигнала на длину трубы, опреде-
ляют /г'д.
Известно применение также волномеров, которые представ-
ляют собой те же эхолоты, только вместо звукового импульса
в затрубное пространство посылается импульс давления газа.
Импульс давления газа создается либо кратковременным впу-
ском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа
из затрубного пространства с помощью специального быстро-
действующего отсекателя.
Наличие вспененной жидкости в затрубном пространстве за-
трудняет получение четкого отраженного сигнала. Во избежа-
ние вспенивания не допускается разрядка газа в затрубном про-
странстве, а гашения пены добиваются перепуском жидкости
с устья.
Динамометрирование установок. Диаграмму нагрузки на
устьевой шток в зависимости от его хода называют динамо-
граммой, а ее снятие — динамометрированием ШСНУ. Оно ос
ществляется с помощью динамографа. В зависимости от при.
пица работы различают механические, гидравлические, элек
рические, электромагнитные, тензометрические и другие дина-
мографы. В наиболее распространенном гидравлическом дина-
мографе типа ГДМ-3 (рис. 11.10) действующая на шток на-
грузка передается через рычажную систему на мембрану ка-
меры 9, заполненной жидкостью (спиртом или водой), где со-
338
Рис. 11.10. Принципиальная схема гидравлического динамографа и его уста-
новки между траверсами канатной подвески:
1—нить приводного механизма; 2— шкив ходового винта; 3 — ходовой винт столика;
4 — направляющие салазки столика; 5 — бумажный бланк, прикрепленный к столику;
6 — пишущее перо геликсной пружины; 7 — геликсная пружина; 8 — капиллярная труб-
ка; 9 — силонзмернтельная камера; 10 — нажимной диск; 11 — месдоза (верхний рычаг
силонзмерительной части); 12 — рычаг (иижний) силонзмерительной части
Рис. 11.11. Динамограммы
работы штангового насоса
с учетом статических нагру-
зок и сил трения (а), инер-
ционных (б) и динамиче-
ских (в) нагрузок
В. м. т. и Н. м. т. —
соответственно верхняя и
нижняя мертвые точки
(стрелками показан ход за-
писи динамограммы)
22
вдается повышенное давление. Давление жидко/ти в камере,
пропорциональное нагрузке на шток, передается по капилляр-
ной трубке 8 на геликсную пружину 7. При увеличении давле-
ния геликсная пружина разворачивается, а перо 6, прикреплен-
ное к ее свободному концу, чертит линию /на бумажном диа-
граммном бланке 5. Бланк закреплен на/подвижном столике,
который с помощью приводного механизма перемещается про-
порционально ходу устьевого штока. В/результате получается
развертка нагрузки р в зависимости от.длины хода s.
Для снятия динамограммы измерительную часть динамогра-
фа (месдозу и рычаг) вставляют между траверсами канатной
подвески штанг, а нить 1 приводного механизма самописца
прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику). Мас-
штаб хода изменяют сменой диаметра шкива 2 самописца
(1 : 15, 1 : 30, 1 :45), а усилия — перестановкой опоры месдозы
и рычага (40, 80 и 100 кН).
Изучение динамограммы позволяет определить максималь-
ную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера,
уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд
дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса.
На рис. 11.11, а показана простейшая динамограмма нор-
мальной работы насоса, которая имеет форму правильного па-
раллелограмма. Силы трения направлены против движения,
поэтому при ходе вверх они увеличивают нагрузку, а при ходе
вниз — уменьшают. Инерционные нагрузки вызывают «инерци-
онный поворот» динамограммы относительно нормального ее
положения (рис. 11.11,6). Волнистый характер линий обуслов-
лен колебательными процессами в штангах (рис. 11.11, в). При
значительных динамических нагрузках надежная расшифровка
динамограмм из-за сложного их вида затруднительна. В таких
условиях представляет интерес получение скважинных дина-
мограмм, соответствующих нижнему концу штанговой колонны.
Практические динамограммы по виду всегда отличаются от тео-
ретической, сопоставление с которой позволяет выявить де-
фекты и неполадки в работе установки и насоса (рис. 11.12).
Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловле-
ны большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным
содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличи-
ем высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существен-
ным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и
минеральных солей, высокой температурой и др.
11.7. Борьба с вредным влиянием газа
на работу штангового насоса
Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему
жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное коли-
чество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьше-
340
Рис. 11.12. Практические динамограммы работы штангового насоса:
а — нормальная тихоходная работа; б — влияние газа; в — превышение подачи насоса
над притоком в скважину; г — низкая посадка плунжера; д — выход плунжера из ци-
линдра невставного насоса; е — удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку
вставного насоса; ж — утечки в нагнетательной части; з — утечки во всасывающей ча-
сти; и — полный выход из строя нагнетательной части; к — полный выход из строя вса-
сывающей части; л — полуфонтанный характер работы насоса; м — обрыв штанг (пунк-
тиром показаны линии теоретической динамограммы).
нию коэффициента наполнения насоса ан вплоть до нарушения
подачи.
Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием
свободного газа на работу насосов. Из формулы (11.11) следу-
ет, что уменьшением доли вредного пространства Авр можно
добиться повышения коэффициента наполнения ан. При отсут-
ствии влияния вредного пространства (Авр = 0) работа насоса
устойчива с любым даже самым низким коэффициентом напол-
нения. Это достигается либо применением насоса с нагнета-
тельным клапаном в нижней части плунжера (НСН-2, НСВД),
либо увеличением длины хода плунжера (длинноходовой насос,
правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном),
либо одновременным увеличением длины хода плунжера при
одновременном уменьшении диаметра насоса. Однако тип на-
341
coca всегда должен быть правильно подобран / к условиям
скважины. /
Основной метод борьбы — уменьшение газосодержания в
жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения
насоса под динамический уровень увеличивается давление на
приеме рпр, как следствие, уменьшается объем свободного газа
за счет сжатия и больше газа растворяется в нефти. Если дав-
ление рПр становится больше давления насыщения нефти га-
зом рн, то свободного газа вообще нет на этой глубине, то есть
вредное влияние газа прекращается. При нормальной работе
погружение составляет 20—50 м (рпр = 0,15—0,4 МПа), а при
наличии газа его доводят, если это возможно, до 230—350 м,
что соответствует около 30% ри (рпр = 2—3 МПа). Однако для
этого требуется дополнительное оборудование (штанги, трубы,
СК большей грузоподъемности), а также уменьшается его на-
дежность. Поэтому перед входом в прием насоса осуществля-
ют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в за-
трубное пространство, а оттуда перепуск в выкидную линию,
где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхности).
Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации
часть естественной энергии газа теряется и не используется
для подъема жидкости.
При поступлении жидкости в насос газ частично сепариру-
ется в затрубное пространство. Сепарацию газа характеризуют
коэффициентом сепарации, который представляет собой отно-
шение объема свободного газа, уходящего в затрубное прост-
ранство, ко всему объему свободного газа при термодинами-
ческих условиях у приема насоса. Сепарацию газа можно улуч-
шить с помощью защитных устройств и приспособлений,
называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые
устанавливают на приеме насоса (рис. 11.13).
Работа их основана на использовании сил гравитации
(всплывания), инерции, а также их сочетания.
В однокорпусном якоре (см. рис. 11.13, а) при изменении
направления газожидкостного потока на 180° пузырьки газа
под действием архимедовой силы всплывают и частично сепа-
рируются в затрубное пространство, а жидкость через отвер-
стия 2 поступает в центральную трубу 4 на прием насоса. Эф-
фективность сепарации определяется соотношением скоростей
жидкости и газовых пузырьков и конструктивным исполнени-
ем сепаратора (незащищенный открытый вход или дырчатый
фильтр).
На рис. 11.13,6 показан двухкорпусный якорь с фильтром
(отверстия) у входа. В двух-, трех- или четырехкорпусных
(секционных) якорях, представляющих собой систему несколь-
ких параллельно работающих якорей, общий расход жидкости
разделяется на части, в результате чего уменьшается скорость
342
Рис. 11.13. Принципиальные схемы газовых якорей однокорпусного (а),
двухкорпусного (б), однотарельчатого (s), зонтичного (г), винтового (б):
/ — эксплуатационная колонна; 2 —отверстия; 3 — корпус; 4 — приемная труба; 5 — вса-
сывающий клапан насоса; 6— пеногаситель; 7 — камера для накопления газа; 8 — та-
релка; 9 — манжеты; 10 — крепление манжет; 11 — газоотводная трубка; 12 —• винт; 13 —
стержень винта; 14 — обратный клапан
жидкости в зоне разделения фаз и повышается эффективность
сепарации. В четырехкорпусном якоре выбирают число отвер-
стий таким образом, чтобы в первый сверху корпус поступало
10% расхода, второй — 20%, третий — 30% и четвертый — 40%.
Эффективность сепарации может быть повышена созданием
условий для коалесценции (объединения) пузырьков газа в
большие пузырьки, скорость всплывания которых больше. Это
особенно важно при откачке нефти с ценообразованием. На
рис. 11.13,6 показан двухкорпусный якорь, к нижней секции
которого присоединен пеногаситель 6. В пеногасителе образу-
ются пузырьки больших размеров. Через газоотводную трубу)/
они выходят в затрубное пространство, всплывают там с боль-
шой скоростью и частично разрушают пену. В камере 7 этого
же якоря выше верхних отверстий фильтра образуется газовая
шапка, газ из которой периодически вырывается в виде боль-
ших пузырьков и свободно всплывает по обсадной колонне.
В однотарельчатом якоре (рис. 11.13,в) под тарелкой 8, об-
ращенной краями вниз, пузырьки газа коалесцируют, а сепара-
ция газа происходит при обтекании тарелки и движении смеси
горизонтально над тарелкой к отверстиям 2 в приемной тру-
бе 4. Высокую сепарационную эффективность обеспечивает
многосекционный (восьмитарельчатый) якорь. Эффективность
его работы может быть повышена использованием глубоких
тарелок (глубиной до 80 мм) с трубками для выпуска газа из
них, а также чередованием тарелок с газовыводными трубка-
ми и тарелок без них.
В якоре-зонте (рис. 11.13, г) используется поворот потока на
180° и коалесценция пузырей газа. По сравнению с однокор-
343
Рис. 11.14. Сравнение зависимостей
коэффициентов сепарации газовых
якорей от расходов жидкости (по
данным Л. Н. Адонина и А. И. Пир-
вердяна):
пусным якорем он является
обращенным. В нем роль за-
трубного пространства выпол-
няет корпус 3 якоря, а роль
корпуса якоря — затрубное
пространство, которое значи-
тельно расширено, поэтому
эффективность якоря-зонта
выше. Применяют также
двухсекционные якори-зонты.
При высокой скорости
жидкости и малой скорости
всплывания пузырьков эффек-
тивен винтовой якорь (рис.
11.13, д), основанный на инер-
ционном принципе. Смесь
жидкости и газа, поступая в
якорь через отверстия 2 филь-
/ — двухсекционный 60-мм якорь-зонт; 2 —
однокорпусный якорь-зонт; 3 — винтовой
46-мм сепаратор для вставного насоса; 4 —
винтовой 76-мм сепаратор; 5 •— тарельча-
тый 89-мм якорь; 6 — четырехкорпусный
89-мм сепаратор; 7 — открытый прием на-
соса (без сепаратора)
тра, совершает винтовое дви-
жение, направляемое поверх-
ностью винта 12. Под дейст-
вием центробежной силы час-
тицы жидкости перемещаются
к стенке корпуса 3 якоря, а
пузырьки газа — к боковой поверхности стержня 13 винта 12.
Двигаясь далее вверх, газ попадает в газоотводную трубку 11
и в затрубное пространство. Клапаном 14 предотвращают по-
ступление жидкости и газа из затрубного пространства в труб-
ку 11. Этот якорь может использоваться в качестве вставного-
якоря вместе со вставным насосом.
Коэффициент сепарации якорей существенно зависит от
расхода жидкости (рис. 11.14). А. М. Пирвердян показал, что
наиболее эффективен двухкорпусный якорь-зонт. Ему несколь-
ко уступает однокорпусный якорь-зонт. При дебитах более
25 м3/сут тарельчатый якорь с газовыпускными трубками более
эффективен, чем обычный тарельчатый якорь. Четырехкорпус-
ный якорь уступает двум предыдущим конструкциям при де-
битах более 20 м3/сут, но при дебите жидкости менее 20 м3/сут
его эффективность выше. Область применения винтового якоря
невелика, однако его преимущество — наименьший диаметр.
Известны также другие конструкции газовых якорей. Усо-
вершенствованием однокорпусного якоря является погружной
якорь, входные отверстия которого расположены в интервале
динамического уровня и существенно выше (более 100 м) при-
ема насоса, который монтируется внутри якоря. Вдоль пути
движения жидкости давление уменьшается, а затем повыша-
ется. Поэтому жидкость существенно разгазируется, часть га-
344
за отсепарируется, а неотделившийся газ в результате повы-
шения давления растворяется в жидкости и сжимается при
движении потока вниз к насосу.
Благоприятные условия для сепарации газа могут созда-
ваться при спуске насоса в зумпф скважины (часть ствола ни-
же продуктивного пласта) и расположении динамического
уровня жидкости ниже нижних отверстий зоны перфорации.
Зумпф скважины можно рассматривать как якорь большого
диаметра с длинным фильтром (зона перфорации), по которо-
му распределен поток входящей в скважину газожидкостной
смеси. Подобным образом можно эксплуатировать обводняю-
щиеся газовые скважины, а также газоконденсатные скважины
при накоплении конденсата на забое.
Пакерный якорь (якорь-трап)—модификация якоря-зонта.
В этом случае к приему насоса подвешивается пакер. Газожид-
костная смесь из-под пакера отводится по трубке в затрубное
пространство выше динамического уровня, где газ сепарирует-
ся, а дегазированная жидкость поступает на прием насоса.
При наличии фонтанных проявлений целесообразно не се-
парировать газ у приема насоса, а использовать его энергию
на подъем жидкости наряду с энергией, которую сообщает на-
сос. Для этого под насосом устанавливают хвостовик до глу-
бины, по возможности, выделения газа. Теоретическую подачу
насоса принимают за расходы жидкости и газа для условий
приема.
11.8. Эксплуатация пескопроявляющих насосных скважин
Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абра-
зивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и обра-
зованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей
негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания
жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штан-
говые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в ис-
кривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках
(до 10—20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе,
а при большом осадке — и заклинивание штанг в трубах. Уве-
личение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом
и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скоро-
сти восходящего потока ниже приема, что способствует уско-
рению образования забойной пробки. А забойная пробка су-
щественно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита
вследствие износа оборудования и образования песчаной проб-
ки вынуждает проведение преждевременного ремонта для за-
мены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам от-
носят скважины с содержанием песка более 1 г/л.
345
Можно выделить следующие четыре группы методов борь-
бы с песком при насосной эксплуатации.
1. Наиболее эффективный метод — предупреждение и регу-
лирование поступления песка из пласта в скважину. Первое
осуществляют посредством либо установки специальных фильт-
ров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе —
уменьшением отбора жидкости. При этом целесообразно обес-
печить плавный запуск песочной скважины последовательным
увеличением длины хода s, числа качаний п или подливом чи-
стой жидкости в скважину через затрубное пространство (20—
25% от дебита).
2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части
песка, поступающего в скважину. А. Н. Адонин показал, что
такой вынос возможен при условии
г«ж/^св>2 — 2,5, (11.69)
где wK — скорость восходящего потока жидкости как отноше-
ние расхода жидкости к площади проходного сечения трубы
(для учета роли свободного газа в движении песка скорость
w-k можно оценить по сумме расходов жидкости и газа);
®св — скорость свободного осаждения песчинки с расчетным
диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной
фракции, составляющей около 20% всего объема песка.
Если при заданных диаметрах труб и штанг условие (11.69)
не выполняется, то можно уменьшить диаметр подъемных труб
(или подобрать соответствующее сочетание подъемных труб
и штанг), применить насосные установки с трубчатыми штан-
гами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в
зону перфорации, либо осуществить подкачку (подлив) чистой
жидкости (нефти, воды) в затрубное пространство. Применение
хвостовика уменьшает высоту пробки, образующейся на забое
при остановке. При подливе затрачивается дополнительная
энергия на подъем подливаемой жидкости, однако при этом
исключается возможность прихвата насоса и хвостовика пе-
ском, заклинивания плунжера за счет уменьшения объемной
концентрации песка в потоке.
В случае применения полых (трубчатых) штанг цилиндр
насоса спускают на НКТ, а плунжер — на полых штангах.
К верхнему концу штанг приваривают вертлюг для их подвески
и патрубок с фланцем, к которому прикрепляют фланец гиб-
кого шланга. Другой конец шланга присоединяют к выкидной
линии. Кольцевое пространство между НКТ и штангами зали-
вают водой или нефтью. Откачиваемая жидкость из плунжера
попадает непосредственно в полые штанги, где скорость ее уве-
личивается, чем и достигается лучший вынос песка. При этом
также исключается опасность заклинивания плунжера песком.
346
3. Песочные якори (сепа-
раторы) и фильтры, устанав-
ливаемые у приема насоса,
осуществляют сепарацию пес-
ка от жидкости. Работа песоч-
ных якорей основана на гра-
витационном принципе. В
якорях прямого и обратного
действия (рис. 11.15) жид-
Рис. 11.15. Принципиальные схемы
песочных якорей прямого (а) и об-
ратного (б) действия и газопесочно-
го (в) якоря:
/ _ эксплуатационная колонна; 2 — слой
накопившегося песка; 3 — корпус; 4 — при-
емная труба; 5 — отверстия для ввода сме-
си в якорь; 6 — труба для ввода смеси;
7 — трубки для ввода жидкости и песка
кость изменяет направление
движения на 180°, песок отде-
ляется под действием силы
тяжести и осаждается в пе-
сочном «кармане», при запол-
нении которого якорь извлека-
ют на поверхность и очища-
ют. Условием эффективной
работы является существование в коре скорости восходящего
потока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. По
опытным данным Л. М. Пирвердяна якорь обратного действия
значительно эффективнее якоря прямого действия, так как бла-
годаря насадке увеличивается скорость нисходящего потока
жидкости с песком. Песочный якорь прямого действия одно-
временно является газовым якорем. Применение песочных
якорей — не основной, а вспомогательный метод борьбы с пес-
ком. Этот метод эффективен для скважин, в которых поступле-
ние песка непродолжительно и общее количество его невелико.
Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема на-
соса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и
крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотноше-
ния размеров песчинок и каналов материала фильтра). Извест-
ны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные,
металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пла-
стмассовые, пружинные и другие фильтры. По данным
А. М. Пирвердяна лучшими являются сетчатые фильтры с раз-
мерами ячеек 0,25X1,56 мм. Вследствие быстрого засорения
(забивания, заиливания) противопесочные фильтры не нашли
широкого распространения. Их целесообразно помещать в кор-
пус с «карманом» для осаждения песка (не образуется забой-
ная пробка, уменьшается скорость заиливания) или сочетать
с песочным якорем.
4. Однако полностью избежать вредного влияния песка не
удается. Некоторое его количество поступает в насос и приво-
дит к износу пары плунжер — цилиндр и клапанов. Поэтому
используются специальные насосы для песочных скважин.
Научно-технический прогресс связан с усовершенствованием
стандартных насосов, созданием насосов в абразивостойком
347
исполнении и новых конструкций с защитой трущейся пары
плунжер — цилиндр. Насосы повышенной износостойкости име-
ют плунжер, напыленный твердыми сплавами или хромирован-
ный, с азотированными втулками. Применяют насосы следую-
щих конструкций: с малыми зазорами между плунжером и ци-
линдром; с сепаратором внутри плунжера; с гидрозащитой па-
ры плунжер — цилиндр (с вязкопластическим уплотнением,
с использованием феррожидкостей); с плунжерами, имеющими
круговые канавки; типа «пескобрей»; с магнитными плунжера-
ми; с гидрозащитой (использовании полых штанг) и другие.
Для предотвращения образования осадка песка на штанго-
вой колонне устанавливают скребки-завихрители. Скребок-за-
вихритель представляет собой болванку со спиральными про-
точными канавками на наружной поверхности для пропуска-
жидкости. Диаметр скребка несколько меньше внутреннего ди-
аметра НДТ. При движении штанг создается завихрение
струи, что препятствует оседанию песка над насосом. При ос-
тановке СК песок, находящийся в жидкости, оседает на верх-
ние торцовые площадки скребков-завихрителей, а не на плун-
жер насоса. Их применяют также и для борьбы с отложениями
парафина в НКТ, и для предотвращения истирания штанг в
наклонных скважинах.
11.9. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин
В условиях месторождений Западной Сибири целесообраз-
но размещение скважин кустами, при этом стволы бурят на-
клонно-направленно. Идеально вертикальных скважин не су-
ществует.
При большой кривизне ствола скважины наблюдается ин-
тенсивное истирание насосно-компрессорных труб и штанг
вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва
штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и
плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира с
целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт
и плунжера, предотвращения отворотов штанг и удаления
парафина при использовании пластинчатых скребков применя-
ют штанговращатель (рис. 11.16). Он состоит из круглого зуб-
чатого диска (шестерни), закрепленного на устьевом штоке
горизонтально, и храпового механизма с шарнирным зубом и
рычагом, который тросом соединяется с неподвижной точкой.
При каждом качании балансира трос натягивается и посредст-
вом храпового механизма поворачивает диск и, соответственно,,
штанги на один шаг зубчатого диска. Штанги делают один
оборот за число качаний, равное количеству зубьев в диске по-
его периметру. Для уменьшения износа трение скольжения за-
меняют трением качения посредством использования муфт-вста-
348
Рис. 11.16. Штанговращатель с червячным механизмом вращения:
1— траверса канатной подвески; 2 — шариковый подшипник; 3 — червячная шестерня*
4 — сухари «клинового зажима сальникового штока; 5 —гайка; 6 — сальниковый шток;
7 — червячный вал; 8 — кронштейны с подшипниками скольжения; 9 —распорная втулка;.
10— храповое колесо; 11 — рычаг; 12 — шплинт; 13 — собачка; 14 — отверстие для тро-
сика
вок, снабженных роликами. Применяют также протекторные и
направляющие муфты, скребки-завихрители. Кроме того, прини-
мают режим откачки, характеризующийся большой длиной хо-
да s и малым числом качаний п.
11.10. Эксплуатация насосных скважин
при добыче высоковязких нефтей
В последнее время в разработку вовлекаются месторожде-
ния с высоковязкими нефтями. Основной способ подъема-
таких нефтей на поверхность — штанговый скважиннонасос-
ный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономичес-
кой неэффективностью других способов. В процессе эксплуата-
ции возникают осложнения, вызванные силами гидродинами-
ческого трения при движении штанг в жидкости, а также
движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасы-
вающий клапаны. Вредное влияние гидродинамических сил
трения сводится к увеличению максимальной нагрузки ртах,-
уменьшению минимальной нагрузки pmfn и коэффициента по-
лезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью бо-
лее 500 мПа-с может происходить «зависание» штанг в жид-
кости при ходе вниз.
349-
С целью уменьшения влияния вязкости применяют различ-
ные технические приемы и технологические схемы добычи.
При откачке высоковязких нефтей используют специальные
двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и
проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоход-
ный режим откачки (уменьшают число качаний до 3—4 мин-1
и длину хода до 0,6—0,9 м). Силы гидродинамического трения
прямо пропорциональны скорости откачки sn.
Снижения вязкости откачиваемой жидкости можно достичь
подливом растворителя (маловязкой нефти) в затрубное про-
странство (10—15% расхода добываемой нефти) или воды
(для получения двухфазного потока нефть в воде), подогревом
откачиваемой жидкости у приема насоса или закачкой горяче-
го теплоносителя в затрубное пространство.
Известны также различные технологические схемы насос-
ной добычи, согласно которым штанги помещают в среду ма-
ловязкой нефти или воды в НКТ, а продукция скважины под-
нимается по затрубному пространству выше пакера.
При обводненности продукции пв = 0,4—0,8 водонефтяные
эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические
силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия
неустойчивая, то на забое накапливается вода, что вызывает
рост забойного давления. С целью снижения забойного давле-
ния можно применить хвостовик или увеличить глубину спус-
ка насоса, если этому не препятствует степень загруженности
станка-качалки. При откачке эмульсии типа нефть в воде воз-
растают износ, утечки, снижается усталостная прочность*
штанг, повышается их обрывность.
11.11. Борьба с отложениямш парафина
При добыче парафинистой нефти происходит отложение па-
рафина на стенках НКТ. В результате этого сужается попереч-
ное сечение труб, возрастает сопротивление движению жид-
кости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка
на голову балансира СК, нарушается его уравновешенность,
уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафи-
на, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их
герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер
или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образу-
ет над собой сплошную парафиновую пробку, которая вытал-
кивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины.
Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за
уплотнения парафина.
Для борьбы с отложениями парафина применяют такие же
методы, как и при фонтанной и газлифтной эксплуатации.
350
Если интенсивность отложения парафина невелика, то при
каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность,
и удаляют из них парафин пропариванием с помощью паропе-
редвижной установки.
Пропарку труб осуществляют и в работающей скважине.
Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное-
пространство подают пар, который через насос поступает в на-
сосно-компрессорные трубы. Трубы нагреваются, парафин рас-
плавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и пара-
фина по выкидной линии поступает на сборный пункт. Вместо
пара подают и нагретую нефть.
Широко применяется метод депарафинизации с помощью-
пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам
на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера.
Ширина скребка на 5—8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные
установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных
штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при
каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают
парафин со стенок труб.
11.12. Периодическая эксплуатация малодебитных
скважин штанговыми скважинными насосными установками
Скважины с дебитом жидкости до 5 м3/сут независимо от
высоты подъема жидкости относят к малодебитным.
Непрерывная откачка жидкости из таких скважин при пол-
ном заполнении цилиндра насоса практически не применяется,
так как: а) существующие СК, как правило, не могут обеспе-
чить малую подачу (технологическая причина); б) средний от-
бор по мере износа насоса меньше установленного дебита (эко-
номическая причина). В случае непрерывной откачки при не-
полном заполнении цилиндра жидкостью, когда возможная по-
дача установки больше дебита (оптимальный запас подачи ра-
вен двум), отбор из скважины больше, однако возрастает износ
оборудования, уменьшается коэффициент полезного действия
установки, повышается себестоимость добычи нефти. Себестои-
мость подъема 1 т нефти на поверхность равна отношению экс-
плуатационных расходов к накопленной добыче. Эксплуатаци-
онные расходы состоят из энергетических затрат, затрат на
ремонт оборудования и амортизационных отчислений (отчис-
лений на погашение первоначальной стоимости оборудования).
Затраты зависят от продолжительности работы установки. По-
этому наиболее целесообразна периодическая эксплуатация та-
ких малодебитных скважин. За счет уменьшения продолжи-
тельности работы уменьшаются эксплуатационные расходы и,
как следствие, при одной и той же накопленной добыче — ее
себестоимость.
35 >
Характер изменения забойного давления р3 и притока жид-
кости в скважину Q во времени при периодической эксплуата-
ции показан на рис. 11.17. Цикл периодической откачки (Ц)
состоит из двух процессов: накопления жидкости (/н) — рост
Рз при уменьшении Q; откачки жидкости (/0)—уменьшение
Рз при увеличении Q.
Выбор скважин для периодической откачки осуществляется
на основе анализа геолого-технологических и технико-экономи-
ческих факторов. Основными из них являются следующие:
относительное снижение дебита — отношение среднего де-
бита Qn, получаемого при периодической откачке, к дебиту
при непрерывной откачке QHn:
<рп=(2п/(2нп<1; (11.70)
коэффициент запаса подачи — отношение возможной подачи
Он данной установки при полном заполнении цилиндра жид-
костью к фактическому дебиту при непрерывной откачке:
Еп — ССпОт/Онп — Qh/Qhh,
(11.71)
где ссп — фактический коэффициент подачи нового насоса; QT—
теоретическая подача насоса.
Относительное снижение дебита <рп оценивают из условия,
что себестоимость нефти Сп при периодической откачке не
.должна быть выше себестоимости Снп при непрерывной откач-
ке, то есть СпССнп. Желательно, чтобы <рп изменялось от 0,8
до 0,95. А. Н. Адонин рекомендует принимать еп от 1,5 до 3,5.
Решая совместно формулы для <рп и еп, можно увязать про-
должительности периодов накопления /н и откачки tQ (см.
рис. 11.17):
Qn — фпСнп
Qh^o ____ Qh
to “Ь ta j | tH
to
tfnQnn —
Qh
l + >
> (11.72)
tn Qh
to 4-nCun
en j
<Pn
Периоды Ц и t0 можно рассчитать теоретически. Такой рас-
чет обычно не дает надежных результатов вследствие наличия
различных осложнений в эксплуатации, отсутствия качествен-
ных исследований. На практике с помощью динамографа ус-
танавливают момент, когда уровень жидкости достигает прие-
ма насоса и происходит подсос газа из затрубного пространст-
ва (см. рис. 11.12,6), тем самым определяют продолжитель-
ность откачки. А периоды накопления /н подбирают опытным
путем, изменяя их продолжительность для получения приемле-
мого срп.
-352
Период откачки изменяется с помощью автоматических уст-
ройств, включающих и отключающих СК. Работа их может
быть основана на разных принципах: реле времени (при этом
не учтен износ насоса); по прекращению подачи; косвенное из-
мерение уровня жидкости в скважине; динамографическое ре-
ле; датчики силы и давления и др.
По мере износа насоса для поддержания дебита скважины
необходимо интенсифицировать режим работы установки за
счет запаса подачи и увеличить продолжительность откачки.
Замену насоса рекомендуется проводить, когда to увеличится
в 10—15 раз.
На периодическую эксплуатацию целесообразно переводить
скважины, характеризующиеся малыми коэффициентами про-
дуктивности, большими пластовыми давлениями, большими
диаметрами эксплуатационной колонны. Чем больше tH, тем
более выгодна периодическая откачка, так как при этом уве-
личивается время простоя оборудования, а следовательно,
экономится электроэнергия и меньше изнашивается обору-
дование. Чем больше частота ремонтов и стоимость каж-
дого ремонта, тем в большей степени скважина подходит
для периодической откачки. При наличии зумпфа в скважи-
не можно избежать потерь в добыче нефти, периодически
откачивая жидкость из него. В карбонатных пластах для
такой же цели создают накопительные камеры на забое в виде
расширения и углубления ствола скважины. Перевод на перио-
дическую откачку не рекомендуется при обводненности более
80—90% и содержании песка более 1%. При правильно орга-
низованной периодической эксплуатации календарный межре-
монтный период по смене насоса увеличивается по сравнению
с непрерывной эксплуатацией в 2—3 раза.
11.13. Автоматизированный контроль
и управление скважинами, оборудованными штанговыми
скважинными насосными установками
Автоматизация скважины, оборудованной ШСНУ, может
быть местной (локальной) и дистанционной. При местной ав-
томатизации насосные скважины оснащаются станцией управ-
ления тип БУС-ЗМ, электроконтактным манометром типа
ВЭ-16РБ и манометром для контроля затрубного давления.
Станция управления состоит из следующих основных частей:
силовой части, предназначенной для управления электро-
двигателем станка-качалки;
блока управления и защиты, обеспечивающего формирова-
ние сигналов управления, контроль состояния оборудования
станка-качалки и формирование сигнала аварийного отключе-
ния;
23—1020
353
Рис. 11.17. Изменение режимных па-
раметров при периодической эксплуа-
тации скважины штанговой насосной
установкой.
Штриховкой показаны накоплен-
ный приток за период и накоплен-
ная откачка за период to
первичного преобразовате-
ля давления, предназначенно-
го для формирования аварий-
ного сигнала при повышении
или понижении давления в
выкидном трубопроводе.
Такая система автоматиза-
ции обеспечивает:
автоматическое управле-
ние электродвигателем стан-
ка-качалки в аварийных слу-
чаях (при обрыве штанг и
поломках редуктора, при то-
ковых перегрузках, коротких
замыканиях и обрывах фаз,
неисправностях насоса);
отключение электродвига-
теля по импульсу от электро-
контактного манометра при
аварийных ситуациях на груп-
повой замерной установке;
индивидуальный самоза-
пуск станка-качалки после
перерыва в снабжении электроэнергией;
программный запуск и остановку электродвигателя при пе-
риодической эксплуатации скважины.
Аварийное состояние устанавливается с помощью анализа-
тора потребляемой мощности электродвигателем. При помощи
анализатора мощности можно получить информацию для ди-
агностики скважинного оборудования (поломка клапанов, об-
рыв штанг, заклинивание плунжера). Предусмотрено и ручное
управление работой станка-качалки.
Имеются также система контроля уровня жидкости в сква-
жине типов СКУ-1Мм«Эхо» с глубиной измерения до 3000 м
при давлении газа в затрубном пространстве до 15 МПа.
В случае местной (локальной) автоматизации при передаче
информации на небольшие расстояния (в пределах скважины,
куста скважин или установки) применяют пневматические и
электрические преобразователи, которые входят в конструкции
датчиков. Для передачи информации на большие расстояния
между контролируемым пунктом (КП) и пунктом управления
(ПУ) применяются средства телемеханики, которые передают
информацию в виде дискретных (цифровых) сигналов, пред-
ставленных кодовыми комбинациями, то есть используются
аналогоцифровые и цифроаналоговые преобразователи. При
местной и дистанционной автоматизации датчики технологиче-
ских параметров измеряют значения этих параметров и позвот-
354
ляют получить на выходе стандартный (аналоговый) сигнал,
пропорциональный этому значению. Средства телемеханики
являются одним из компонентов автоматизированной системы
управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Для телемеханизации технологических объектов в нефтяной
промышленности (скважин групповых замерных установок и
кустовых насосных станций) применяют систему телемеханики
ТМ-620. Эта система включает в себя пункт управления и кон-
тролируемые пункты. Она обеспечивает телеуправление двух-
позиционными исполнительными устройствами ТУ, телеизмере-
ние интегральных (дебит) ТИИ и текущих (давление и др.)
ТИТ значений параметров, телединамометрирование (телеконт-
роль) ТД, телесигнализацию аварийного состояния объектов
ТСА, телесигнализацию состояния двухпозиционного объекта
ТСС, а также двухстороннюю телефонную связь.
Система рассчитана на работу по кабельной двухпроводной
линии связи. Число таких линий связи (направлений) —до
15. К каждому направлению может подключаться до 15 пунк-
тов контроля. Максимальная дальность действия составляет
60 км. Система питается от сети переменного однофазного то-
ка 220 В промышленной частоты 50 Гц. Конструктивно пункт
управления выполнен в напольных шкафах, а пункты контро-
ля — в навесных шкафах.
Совместно с системой ТМ-620 работает устройство теледи-
намометрирования частотное УТЧ, которое позволяет получать
масштабное изображение динамограммы на экране динамоско-
па, а также цифровую регистрацию или запись на магнитной
ленте для дальнейшей обработки на ЭВМ. Устройство состоит
из приемно-преобразовательного блока, частотного датчика ли-
нейных перемещений и частотного датчика угловых перемеще-
ний. При работе в режиме дистанционного динамометрирова-
ния приемно-преобразовательный блок устанавливается на шас-
си автолаборатории.
Система телемеханики типа ТМ-660Р «Хазар» в качестве
линии связи имеет выделенный радиоканал с одной или двумя
несущими частотами, выделенную кабельную и воздушную ли-
нии.
Прогресс электронной техники привел к необычайно быст-
рой смене элементных баз устройств автоматики — от электро-
магнитных реле к полупроводниковым приборам, затем к ин-
тегральным микросхемам и поставил вопрос о применении
микропроцессоров. Разрабатываются объектно-ориентирован-
ные микропроцессорные комплексы, позволяющие дистанционно
управлять кустами (группой) скважин с механизированной
(газлифтной, насосной) добычей нефти, что обеспечит широкое
внедрение автоматизированных систем управления технологи-
ческими процессами (АСУ ТП) в нефтедобыче.
23'
355
11.14. Обслуживание скважин, оборудованных
штанговыми скважинными насосными установками
Станок-качалку устанавливают на фундамент либо моно-
литный (бутобетонный или железобетонный), либо сборный
(железобетонный или металлический). По окончании монтажа
всего оборудования проводят обкатку станка-качалки на хо-
лостом ходу в течение трех часов. Затем присоединяют штанги
и пускают станок-качалку в работу под нагрузкой.
По истечении первых нескольких дней работы следует ос-
мотреть все резьбовые соединения и подтянуть их. В первые
дни эксплуатации требуется систематически контролировать
состояние сборки, крепления подшипников, затяжки кривошип-
ных и верхних пальцев на шатуне, уравновешивание, натяже-
ние ремней, отсутствие течи масла в редукторе, соответствие
мощности и скорости вращения вала электродвигателя установ-
ленному режиму и т. п.
При обходе и осмотре насосных скважин необходимо прове-
рять состояние клиноременной передачи; состояние валовых
подшипников СК; крепление головки шатуна и пальца криво-
шипа; поступление смазки к трущимся поверхностям; работу
сальника (ежесуточно надо подтягивать сальник до едва за-
метного нагрева штока); нефтяные и газовые линии (устранить
пропуски); состояние территории вокруг станка-качалки и
скважины (очистить от грязи и нефти); периодически (один
раз в 2—3 месяца) общее состояние установки (крепление СК,
узлов и т. п.).
Обнаруженные дефекты следует немедленно устранить.
В процессе эксплуатации необходимо регулярно проверять
и смазывать узлы станка-качалки в соответствии с инструкци-
ей их эксплуатации.
11.15. Техника безопасности и противопожарные
мероприятия при эксплуатации скважин, оборудованных
штанговыми скважинными насосными установками
Работы по обслуживанию станков-качалок весьма опасны и
трудоемки. Это обусловлено наличием движущихся частей и
токонесущих линий, необходимостью смазки, обслуживания,
частой смены и ремонта узлов и деталей. Опасности устраняют-
ся при надежном ограждении всех движущихся частей и про-
ведении смазки, наладки, ремонта оборудования при полной
остановке станка-качалки. Для устранения опасности падения
с высоты при обслуживании и ремонте устраиваются площад-
ки с ограждениями.
Работы, связанные со снятием и1 надеванием канатной под-
вески, откидыванием или опусканием головки балансира, пе-
355
рестановкои пальцев кривошипов и уравновешиванием станков-
качалок, присоединением и отсоединением траверсы, сменой
балансира и откидной головки, снятием и установкой роторных
противовесов, редукторов, электродвигателей, должны прово-
диться при использовании различных устройств, приспособле-
ний и быть механизированы. При перестановке и смене паль-
цев кривошипно-шатунного механизма на сальниковый шток
следует установить зажим, а шатун надежно прикрепить к
стойке станка-качалки. Запрещается провертывать шкив редук-
тора вручную и тормозить его путем подкладывания трубы или
лома в спицы. Противовес станка-качалки может устанавли-
ваться на балансире только после соединения балансира с
кривошипно-шатунным механизмом и сальниковым штоком.
Противовесы должны быть надежно закреплены. При крайнем
нижнем положении головки балансира расстояние между тра-
версой подвески сальникового штока или штангодержателем и
устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над
уровнем площадки не более чем на 1 м. При набивке уплот-
нения устьевого сальника крышка его должна удерживаться
на полированном штоке специальным зажимом.
Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том,
что его редуктор не заторможен, ограждения установлены и в
опасной зоне нет людей.
До начала проведения ремонтных работ или перед осмот-
ром оборудования периодически работающей скважины с ав-
томатическим, дистанционным или ручным пуском привод дол-
жен отключаться, а на пусковом устройстве вывешиваться пла-
кат: «Не включать — работают люди!»
На скважинах с автоматическим и дистанционным управле-
нием станков-качалок вблизи пускового устройства на видном
месте должны быть укреплены щитки с надписью: «Внимание!
Пуск автоматический». Такая же надпись должна быть на
пусковом устройстве.
Персонал, обслуживающий насосную установку, должен
иметь отчетливое представление об опасностях электрического
тока, о правилах электробезопасности и уметь оказать первую
помощь при поражении электрическим током.
Контрольные вопросы
1. Объясните схему штанговой скважиннонасосной установки и принцип
ее работы.
2. Как рассчитать подачу штанговой скважиннонасосной установки и от
чего она зависит?
3. Объясните направления возможного повышения коэффициента подачи
штангового насоса.
357
4. Какие нагрузки действуют на насосные штанги и как их можно
рассчитать и измерить?
5. Объясните причины отличия длины хода плунжера и длины хода
устьевого штока.
6. Зачем и как уравновешивают станки-качалки?
7. Назовите типы скважинных штанговых насосов и условия их при-
менения. г
8. Как выбирают оборудование и устанавливают параметры работы
штанговой насосной установки?
9. В чем состоит особенность исследования работы насосных скважин,
оборудованных штанговыми скважиннонасосными установками?
10. Охарактеризуйте основные направления обеспечения нормальной
эксплуатации насосных скважин, в осложненных условиях.
11. Когда и как организуют периодическую эксплуатацию насосных
скважин, оборудованных ШСНУ?
12. Объясните назначение и устройство станции управления БУС-ЗМ.
ГЛАВА 12
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
БЕСШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
В штанговой скважиннонасосной установке наиболее ответ-
ственное и слабое звено — колонна насосных штанг. В связи с
этим разработаны насосные установки новых типов с переносом
привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним
относятся установки погружных центробежных и винтовых элек-
тронасосов.
12.1. Схема установки центробежного электронасоса
Установки погружных центробежных электронасосов
(УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин
с 1955 г.
УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья,
электрооборудования и НКТ (рис. 12.1).
Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный
насос 5, гидрозащиту и электродвигатель 3. Он спускается в
скважину на колонне НКТ 7, которая подвешивается с помощью
устьевого оборудования 11, устанавливаемого на колонной го-
ловке эксплуатационной колонны 1. Электроэнергия от промыс-
ловой сети через трансформатор 14 и станцию управления 13 по
кабелю 8, прикрепленному к наружной поверхности НКТ кре-
пежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель
3, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса
5 (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше
насоса установлен обратный шаровой клапан 6, облегчающий
пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном —
спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме.
Гидрозащита включает в себя компенсатор 2 и протектор 4,
358
i
Рис. 12.1. Схема установки по-
гружного центробежного элект-
ронасоса:
1— эксплуатационная колонна; 2 —
компенсатор: 3 — электродвигатель;
'3 — протектор; 5 — центробежный
электронасос; 6 — обратный и спуск-
ной клапаны; *7 — насосно-компрес-
сорные трубы; 8 — электрический
кабель; 9 — крепежный по#с;'/0 —
обратный перепускной клапан; 11 —
оборудование устья; 12—барабан
для кабеля; 13 — станция управле-
ния; 14 — трансформатор
Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединя-
ются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двига-
теля и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются
между собой шлицевыми муфтами.
Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от ко-
личества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и
до 600 м.
12.2. Основные узлы установки
центробежного электронасоса
Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебит-
ных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом
25—1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м.
В зависимости от поперечного размера погружного агрегата
УЭЦН подразделяют на три условные группы 5, 5А и 6 с диа-
метрами соответственно 92, 103 и 114 мм. Они предназначены
для эксплуатации скважин с внутренними диаметрами эксплуа-
тационных колонн соответственно не менее 121,7; 130; 144,3 мм,
359
й установки УЭЦН 6-500-1100 и УЭЦН 6-700-800 — для скважин
диаметром эксплуатационной колонны 148,3 мм.
В качестве примера приведем три шифра установок: УЗЭЦН
5-130-1200, У2ЭЦНИ 6-350-1100 и УЭЦН 5-180-1200, где кроме
УЭЦН приняты следующие обозначения: 3 — модификация;
5 — группа насоса; 130 —подача, м3/сут; 1200 — развиваемый
напор, м; И — износостойкое исполнение; К — коррозионностой-
кое исполнение (остальные обозначения аналогичны).
Рассмотрим основные узлы установок ЭЦН.
Центробежные электронасосы — это погружные, центробеж-
ные, секционные, многоступенчатые насосы (рис. 12.2). По прин-
ципу действия они не отличаются от обычных центробежных на-
сосов, применяемых для перекачки жидкости.
Секции насоса 1 и 2, связанные фланцевыми соединениями,
представляют собой металлический корпус 8, изготовленный из
стальной трубы длиной до 5,5 м. В корпус секции вставляется
пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу 9
рабочие колеса 7 и направляющие аппараты 6. Рабочие колеса
устанавливаются на валу на продольной механической шпонке,
они могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие
аппараты закреплены от проворота в корпусе гайкой-ниппелем,
расположенным в верхней части корпуса. Число ступеней колеб-
лется от 127 до 413.
Снизу в корпус ввинчивают основание 13 насоса с приемны-
ми отверстиями и фильтром-сеткой 14, через которые жидкость
из скважины поступает в насос.
Верхний конец вала насоса вращается в подшипнике сколь-
жения и заканчивается пятой 4, воспринимающей нагрузку на
вал. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипника-
ми скольжения 11, устанавливаемыми в основании, ниппеле и
на валу насоса.
В верхней части насоса (верхней секции 1) находится ло-
вильная головка, в которой расположен обратный клапан и к
которой крепятся НКТ.
Погружной электродвигатель. В качестве привода насоса ис-
пользуется погружной, трехфазный, асинхронный с короткозамк-
нутым многосекционным ротором вертикального исполнения,
маслонаполненный электродвигатель типа ПЭД (рис. 12.3). По-
гружной электродвигатель состоит из статора 10, ротора 11,
головки 7 и основания 12. Корпус статора изготавливается из
стальной трубы, на концах которой предусмотрена резьба для
Рис. 12.2. Погружной центробежный электронасос:
1 _ верхняя секция с ловильной головкой; 2 — нижняя секция; 3 — шлицевая муфта; 4 —
опорная пята; 5 — корпус подшипника; 6 — направляющий аппарат; 7 — рабочее колесо;
« — корпус; 9— вал; 10 — шпонка; 11— подшипник скольжения; 12 — защитная втулка;
13 — основание; 14— фильтр; 15 — приводная муфта, закрытая защитной крышкой
360
/
Рис. 12.3. Погружной электродвигатель:
/•—крышка защитная верхняя; 2 — крышка защитная ка-
бельного ввода; 3 —колодка кабельного ввода; 4 — муф-
та шлицевая; 5 — пята; 6 — подпятник; 7 — головка; 8 —
фильтр; 9 — турбинка; /0 —статор; // — ротор; /2 — ос-
нование; 13 — крышка защитная нижняя
подсоединения головки и основания двигателя. Магнитопровод
статора собирается из активных и немагнитных шихтованных
жестей, имеющих пазы, в которых располагается обмотка. Фазы
обмотки соединены в звезду. К концам обмотки статора припаи-
вают специальные выводные концы, изготовленные из много-
жильного медного провода с изоляцией, имеющей высокую
электрическую и механическую прочность. Выводные концы
обмотки соединяют с кабелем через специальную изоляционную
штепсельную колодку (муфту для двигателей диаметром 117 мм)
кабельного ввода 3. Токоввод может быть и ножевого типа,
представляющий собой плоскую колодку, контакты в которой
залиты резиной.
Двигатель заполняется специальным, маловязким, высокой
диэлектрической прочности маслом, служащим как для охлаж-
дения, так и для смазки. Дополнительную циркуляцию масла и
смазку подшипников ротора обеспечивает турбинка 9. Фильтр
8 очищает масло. В головке двигателя расположены пята 5 и
подпятник 6.
Погружные электродвигатели имеют следующие шифры:
ПЭД 125-138АВ5, где 125 — номинальная мощность, кВт (16—
125 кВт); 138 — диаметр корпуса, мм (103—138 мм); АВ5 — се-
рия двигателя. При работе электродвигателя серии АВ5 темпе-
ратура окружающей среды не должна превышать 50—70 °C.
Разрабатываются двигатели серий ДВ5 и КВ5, рассчитанные на
температуру +60—70°C, БВ5 и ЛВ5 — на температуру +90 °C.
Для погружных электродвигателей линейное напряжение состав-
ляет 380—2300 В, сила номинального тока — 24,5—86 А при
частоте 50 Гц. Частота вращения ротора 3000 мин-1.
Гидрозащита предназначена для защиты ПЭД от проникно-
вения в его полость пластовой жидкости. Она состоит из про-
тектора и компенсатора (см. рис. 12.1).
Протектор устанавливается между ЭЦН и ПЭД. Он имеет
две камеры, разделенные эластичной резиновой диафрагмой и
заполненные маслом. Протектор обеспечивает смазку упорного
подшипника, который воспринимает осевую нагрузку от вала
ЭЦН, и защищает ПЭД от проникновения в его полость сква-
жинной жидкости. Выравнивание давления в протекторе и в
скважине обеспечивается обратным клапаном, расположенным
в нижней части протектора. Пробка обратного клапана должна
выворачиваться перед спуском погружного агрегата в сква-
жину.
Компенсатор присоединяется к основанию ПЭД. Он состоит
из маслонаполненной камеры, образуемой эластичной резиновой
диафрагмой и защищенной от повреждений стальным корпусом.
Полость за диафрагмой сообщена со скважиной отверстиями.
Компенсатор защищает ПЭД от проникновения в его полость
скважинной жидкости.
362
К.абёдь. С поверхности до погружного агрегата подводят пи-
тающий, щолиэтиленовый (изоляция в один или два слоя),
бронированный (эластичная стальная оцинкованная лента) круг-
лый кабель (типа КПБК), а в пределах погружного агрегата —
плоский (тира КПБП). Переход от круглого кабеля к плоскому
сращивается\ горячим способом в пресс-формах. Строительная
длина кабеля\составляет 800—1800 м. Кабеля берут из расчета
на максимальную глубину подвески агрегата, а излишек остав-
ляется на кабельном барабане (см. рис. 12.1). Потери напряже-
ния в кабеле составляют 25—125 В на 1000 м.
Станция управления и комплектное устройство, автоматиза-
ция скважин. Станция управления обеспечивает включение и
отключение установки, самозапуск после появления исчезнувше-
го напряжения и аварийное отключение (перегрузки, короткое
замыкание, колебания давления, отсутствие притока в насос
и др.).
Станция управления типа ШГС-5804 предназначена для уп-
равления УЭНЦ с электродвигателем мощностью до 100 кВт, а
комплектное устройство типа КУПНА-79— свыше 100 кВт. Они
имеют ручное и автоматическое управление, управление с дис-
петчерского пункта, работают по программе.
Наряду со станцией управления автоматизация скважины,
оборудованной УЭЦН, предусматривает применение разгружен-
ного отсекателя манифольдного типа РОМ-1. Отсекатель пере-
крывает выкидную линию при повышении или резком снижении
давления (вследствие порыва трубопровода).
Трансформаторы повышают напряжение подачи электро-
энергии от напряжения промысловой сети (380 В) до напряже-
ния питающего тока в ПЭД (350—6000 В) с учетом потерь
напряжения в кабеле. Ранее трансформаторы выполнялись не
маслозаполненным (сухими). В настоящее время используются
силовые с масляным охлаждением трансформаторы типов
ТМП и ТМПН и специальные комплектные трансформаторные
подстанции типов КТП и КТППН. Они предназначены для уста-
новки на открытом воздухе. Трансформаторы подбирают по типу
погружного электродвигателя.
Оборудование устья скважины. Оборудование устья ОУЭ
обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вы-
вод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима
эксплуатации и возможность проведения различных технологи-
ческих операций (рис. 12.4). Герметичность вывода кабеля и
НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого
в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода
затрубного газа в линию нефтегазосбора монтируется обратный
клапан.
Беструбные конструкции УЭЦН. С целью увеличения дебита
и высоты подъема, уменьшения металлоемкости УЭЦН были
363
Рис. 12.4. Оборудование устьевое
ОУЭ, рассчитанное на рабочее дав-
ление 14 МПа:
I — трубная подвеска; 2 — кабель; 3 — кран
пробковый проходной; 4 — корпус; 5 — ман-
жета
разработаны беструбые кон-
струкции с применением грузо-
несущего кабель-каната, на-
пример, УЭЦНБ-убА-250-1050,
где Б обозначает/ беструбную
установку. Кабель-канат вы-
держивает нагрузку 100 кН за
счет проволочной стальной оп-
летки, обвитой вокруг него.
В скважине размещаются сни-
зу-вверх насос, гидрозащита и
электродвигатель. Это позво-
ляет увеличить диаметр по-
гружного агрегата и соответ-
ственно напор, развивае-
мый одной ступенью, почти
в 2 раза.
С помощью НКТ, штанг
или троса в скважину спуска-
ется и закрепляется на внут-
ренней стенке эксплуатацион-
ной колонны шлипсовый пакер.
На кабель-канате спускается
погружной агрегат, сажается
в седло пакера и уплотняется
в нем посадочными кольцами.
Одновременно всасывающий
патрубок с приемной сеткой проходит через пакер и откры-
вает обратный клапан тарельчатого типа, имеющийся в ниж-
ней части пакера. На устье кабель-канат герметизируется в
сальнике арматуры. Жидкость подается по обсадной колонне
на поверхность.
Для данной конструкции наиболее сложна борьба с песком,
отложениями парафина.
12.3. Подбор установок центробежных
электронасосов к скважинам
При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной
(заводской) характеристикой насоса—зависимостями напора Н,
потребляемой мощности N и коэффициента полезного действия
Я от подачи Q насоса. Вероятная характеристика работы насоса
в конкретной скважине может существенно отличаться от пас-
портной вследствие качества изготовления насоса, отличия вяз-
кости откачиваемой жидкости от вязкости воды и наличия в про-
дукции скважины свободного газа. Влияние этих факторов
целесообразнее устанавливать испытаниями. В литературе име-
354
ются графики и формулы для определения поправок к величи-
нам Н, (ди т).
Для выбора УЭЦН на условную напорную характеристику
скважины Wc (Q) накладываем характеристику //(Q) такого
насоса, который обеспечивает в области максимального значе-
ния т] подачу, равную заданному дебиту, и Н^НС (рис. 12.5).
Условная Напорная характеристика скважины представляет
собой зависимость между дебитом Q и напором Нс, необходи-
мым для подъема жидкости на поверхность:
\ Но = Л.д~ — ^r, (12.1)
\
где hn'—расстояние от устья до динамического уровня; р2—
устьевое давление; \р — средняя плотность жидкости в НКТ; g —
ускорение свободного падения; йтр-—потери напора на трение
при движении жидкости в НКТ; hr — высота подъема жидкости
в НКТ за счет энергии выделяющегося из нефти газа.
Величину /iTp вычисляют по формуле Дарси — Вейсбаха при
задаваемом диаметре d НКТ.
<2, м3/сут................................. <150 150—300 >300
d, мм........................................ 50 63 76
Обычно ЛТр = 20—40 м. Величину hT можно оценить по фор-
мулам, описывающим работу газожидкостного подъемника.
Если принять /ir=0, то расчетный запас повышается. Задаваясь
рядом значений Q, строим напор-
ную характеристику скважины
HC.(Q).
Точка А на рис. 12.5 характе-
ризует совместную согласованную
работу насоса и скважины, од-
нако не при оптимальном режи-
ме работы насоса. Известно два
метода регулирования и согласо-
вания их работы. В области оп-
тимального режима согласовать
работу можно изменением харак-
теристики либо скважины (точка
В'), либо насоса (точка В"), то
есть изменить напор на АН. В
первом случае требуется увели-
чить устьевое давление р2 на ве-
личину Ap = AHpg за счет исполь-
зования местного сопротивления
(устьевой штуцер). Это однако
приводит к увеличению нагрузки
«а подшипники насоса, ухудше-
ние. 12.5. Согласование напор-
ных характеристик скважии и
ЭЦН изменением характери-
стик скважины или насоса:
HC(Q) — напорная характеристика
скважины; H(Q) — напорная харак-
теристика насоса; T|(Q) — коэффи-
циент полезного действия иасоса;
A4Q) — потребляемая насосом мощ-
ность. Пунктирной линией обозна-
чены изменения напорных характе-
ристик
365
Рис. 12.6. Графическое определение
глубины подвески ЭЦН
нию использования пластовой
энергии, росту энергетических
затрат и необходимости при-
менения устьевой арматуры на
повышенное давл/ние. Поэто-
му обычно регулируют работу
насоса, уменьшав его напор
(точка В"), снятием лишних
рабочих ступеней и заменой их
направляющими вкладышами.
При числе рабочих ступеней г
насос развивуает напор Н, а
для создания напора Нс тре-
буется ступеней zc. Составляя
пропорции, находим
zc=zHc!H.
(12.2)
Требуется снять ступеней
(12.3)
Выбранный насос и погружной агрегат в целом должен со-
ответствовать габаритам скважины.
Методика расчета с использованием кривых распределения
давления в скважине (рис. 12.6) позволяет учесть наличие газа
в продукции. Кривая 1 p(z) строится по принципу снизу-вверх
от забойного давления р3 на глубине скважины Н, а кривая 2
p(z) — по принципу сверху-вниз от устьевого давления р2. От
уровня давления насыщения рн строится кривая 3 расходного
газосодержания £ до глубины Lmln, где расходное газосодержа-
ние достигает критического значения р'пр, при котором характе-
ристика насоса существенно ухудшается. Поле между кривыми
1 и 3 ниже Lmin определяет область возможных условий работы
ЭЦН (рпр) и глубины его подвески L. Тогда насос должен
развивать перепад давления Арн, который пересчитывают в
требуемый напор насоса Н. Имея Н и Q, выбирают типоразмер
ЭЦН. Указанные кривые целесообразно дополнить кривыми 4
и 4' распределения температуры T(z) от забойной температуры
Т3 до устьевой температуры Т2, что позволяет учесть температур-
ные условия работы ЭЦН. Скачок температуры ДТ обусловлен
тепловой энергией, выделяемой электродвигателем и насосом
при работе.
366
12.4. Исследование скважин, оборудованных
установками центробежных электронасосов
Исследование можно осуществить при установившихся и не-
установившихся режимах (см. гл. 6).
Для построения индикаторной линии необходимо иметь де-
бит Q, пластовое рПл и забойное р3 давления. Дебит и пластовое
давление измёряют как и при рассмотренных выше способах
эксплуатации. 'Забойное давление рассчитывают по давлению
на приеме насоса рпр или по определяемому с помощью эхолота
уровню жидкости в затрубном пространстве.
Для непосредственного измерения рпр в НКТ несколько выше
ЭЦН предварительно устанавливают специальное запорное
приспособление (тстройство) с уплотнительным седлом, назы-
ваемое суфлером. Скважинный манометр оборудуют специаль-
ным наконечником. При посадке через НКТ манометра в седло
заглушка суфлера сдвигается и открывает отверстия, связываю-
щие манометр с затрубным пространством скважины.
Менее точно давление рар можно рассчитать по давлению
на выкиде насоса рвык, измеряемому скважинным манометром,
спущенным в НКТ, и паспортному напору Но, развиваемому
насосом при закрытой выкидной (манифольдной) задвижке.
Наиболее простой и наименее точный метод определения
коэффициента продуктивности основан на измерениях давления
на устье при двух режимах работы (подача насоса Q', Q").
Режим работы изменяют дросселированием потока на устье
(прикрытием задвижки). На каждом режиме после его стаби-
лизации закрывают манифольдную задвижку и измеряют дав-
ление на устье (рг', рг")- Тогда коэффициент продуктивности
Ko=(Q'-Q")/(P2"-P2')- (12-4)
Этот метод может применяться для качественного выявления
причин снижения дебита — ухудшения свойств призабойной зо-
вы, износа насоса. Если дебит снизился при понижении динами-
ческого уровня, то образовалась забойная пробка или ухудши-
лись свойства призабойной зоны. При отсутствии понижения
динамического уровня причиной снижения дебита явился газ,
поступающий в значительном количестве в насос. При этом
обычно повышается давление в затрубном пространстве или
возрастает подача после остановки.
Кривую восстановления забойного давления можно снять
при спуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уве-
ренным в герметичности обратного клапана и посадки маномет-
ра в суфлере.
Индикаторную линию и кривую восстановления давления
обрабатывают обычными способами.
367
Точность исследования существенно можно повысить/исполь-
зованием специального скважинного датчика давления^ а в ка-
честве канала связи — кабеля. /
12.5. Обслуживание скважин, оборудованных /
установками центробежных электронасосов /
Перед монтажом установки центробежного электронасоса
скважину необходимо тщательно подготовить. /Для этого ее
промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, и
шаблонируют (проверяют проходимость ствол/) колонну от
устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на
100—150 м. Длина шаблона составляет 10 м, /диаметр на 3 мм
превышает максимальный диаметр погружного агрегата.
Погружной агрегат спускают на НКТ с использованием выш-
ки или мачты (см. гл. 16). Для этого применяют также специ-
альный пьедестал и хомут-элеватор. Погружное оборудование
монтируют непосредственно на устье скважины. Во время
спуско-подъемных операций на скважине используется кабель-
ный ролик, через который кабель направляется к устью. Его
подвешивают на поясе вышки или мачты на высоте 4—5 м. Для
самопогрузки и транспортировки кабельных барабанов, насосов
и двигателей, станций управления и трансформаторов исполь-
зуются автомобильные агрегаты типа АТЭ-6. Перемотку кабеля,
погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных барабанов
осуществляют с помощью установки типа УПК-200 (санный и
колесный варианты).
При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешен-
ная колонна не проворачивалась. В противном случае кабель,,
закрученный вокруг труб, увеличивает общий диаметральный
размер погружной части установки и при спуске может получить
механическое повреждение. В процессе спуска через каждые
300 м необходимо измерять сопротивление изоляции двигателя
с кабелем. При резком снижении сопротивления изоляции спусю
агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое со-
противление изоляции всей установки после спуска агрегата в.
скважину составляет 10 Ом.
Для измерения электрических параметров УЭЦН и их тех-
нического обслуживания имеются автомобильные полевые ла-
боратории бесштанговых насосов типа ПЛБН-64, а для ремонта
средств телемеханики и автоматики нефтепромыслов — автомо-
бильный агрегат типа АРСТА-1.
Монтаж заканчивают установкой оборудования устья сква-
жины и всего поверхностного оборудования.
В процессе эксплуатации погружные электронасосы не тре-
буют постоянного ухода за ними. Наблюдение заключается в
следующем:
Зв»
не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса;
еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродви-
гателя; \
периодически очищают аппаратуру станции управления от
пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подгорев-
шие контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансфор-
матора (обесточенных);
устраняют\негерметичности трубопроводов.
Неполадки\в работе скважины могут быть вызваны отложе-
ниями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа. Мето-
ды борьбы таки§ же, как и при других рассмотренных способах
эксплуатации. \
Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществ-
ляется так. Увеличивают глубину погружения насоса под дина-
мический уровень, в результате чего возрастает давление на
приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свобод-
ного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа
в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно дав-
лению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и его
вредное влияние прекращается. Однако для этого дополнитель-
но задалживаются НК.Т, кабель, требуется насос, развивающий
большой напор.
В настоящее время научно-технический прогресс развивается
в направлении использования ЭЦН, предназначенных для рабо-
ты при повышенном входном газосодержании. Для этого в ЭЦН
первые 10—15 рабочих ступеней (рабочих колес и направляю-
щих аппаратов) устанавливают на повышенную подачу газо-
жидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуще-
ствить, использовав рабочие ступени от насоса тех же габаритов,
но с большей подачей. Испытываются насосы с газовыми цент-
робежными сепараторами на приеме. При этом отделившийся
газ поступает в затрубное пространство и перепускается на
устье в выкидную линию.
Для эксплуатации скважин при наличии агрессивной среды
используют установки в коррозионностойком исполнении. В це-
лом УЭЦН в зависимости от количества агрессивных компонен-
тов, содержащихся в откачиваемой жидкости, выпускают обыч-
ного исполнения (механических примесей до 0,1 г/л), износо-
стойкого (механических примесей до 0,5 г/л) и
коррозионностойкого (H2S до 1,25 г/л и pH = 6,0—8,5). Содержа-
ние воды в продукции должно быть не более 99%. Разработаны
установки ЭЦН, оснащенные системой ТМС-3.
Установки выпускаются в исполнении для умеренного клима-
та. Допускается их применение в районах с холодным клима-
том. Для районов с холодным климатом установки комплекту-
ются соответствующими трансформаторами.
24-1020
369f
При нарушении работы скважины (резком снижений или
прекращении подачи насосом), а также при снижении сопротив-
ления изоляции до 0,05 МОм погружной агрегат извлекают из
скважины. Для этого выключают установку и рубильник-пре-
дохранитель, отсоединяют кабель от станции управления и при-
ступают к ремонту скважины. При необходимости/ заглушить
скважину применяют только обратную промывку. Для освобож-
дения НКТ от жидкости перед подъемом в колонку НКТ сбра-
сывают ломик диаметром 53 мм. Ломик ударяет по удлиненному
концу штуцера сливного клапана, отламывает его в месте над-
реза и открывает отверстие для слива жидкости из НКТ.
Тогда подъем труб проводится без разлива жидкости. Сломан-
ный штуцер впоследствии реставрируют или заменяют новым.
12.6. Эксплуатация скважин погружными
винтовыми электронасосами
Принципиальная схема установки винтовых электронасосов
(УЭВН) аналогична схеме УЭЦН. Основная отличительная осо-
бенность состоит в использовании винтового насоса и другого
электродвигателя.
Рабочий орган винтового насоса — однозаходный червячный
винт, вращающийся в неподвижной обойме. Винт изготовлен из
стали или титанового сплава; обойма резиновая в стальном кор-
пусе. Внутренняя поверхность обоймы представляет двухзаход-
ную винтовую поверхность, соответствующую однозаходному
винту. Шаг винтовой поверхности Тп в 2 раза больше шага
винта ts, то есть Tn=2tB.
Поперечные сечения обоймы в любом месте одинаковы, но
повернуты относительно друг друга вокруг оси обоймы. Через
расстояние вдоль оси, равное Тп, эти сечения совпадают.
Любое поперечное сечение винта есть круг диаметром D.
Центры этих кругов лежат на винтовой линии. Ось винтовой
линии является осью вращения всего винта. Расстояние, на ко-
тором центр поперечного сечения (круга) винта отстоит от его
оси, называют эксцентриситетом е. Во время работы насоса
винт совершает сложное движение. Винт вращается вокруг сво-
ей оси. Одновременно ось винта (ось винтовой линии) совершает
планетарное движение в обратном направлении. Картина движе-
ния винта становится понятной, если представить себе непод-
вижное зубчатое колесо с внутренним зацеплением по окружно-
сти диаметром D — 4e, по которому катится шестерня диаметром
z/=2e, причем сама шестерня вокруг своей оси катится в обрат-
ном направлении.
Винт и обойма по своей длине образуют ряд последователь-
ных замкнутых полостей, так как гребень спирали винта по всей
длине находится в непрерывном соприкосновении с обоймой.
370
Эти полости при вращении винта передвигаются от приема на-
соса к ею выкиду. Поскольку при вращении винт в осевом
направлении не движется, то жидкость будет перемещаться
вдоль осияна расстояние одного шага при повороте винта на
один оборот. Площадь сечения, занятого откачиваемой жидко-
стью, при любом положении винта равна 4eD. Тогда теоретиче-
ская подача за один оборот
\ <7теор=4е£>7’п, (12.5)
минутная теоретическая подача
qmm=4eDTnn (12.6)
и суточная фактическая подача
Q= 1440-4еПГппап = 5760еОТпПап, (12.7)
где п — частота вращения вала, мин-1; ап— коэффициент пода-
чи (объемный коэффициент полезного действия) насоса (ап =
=0,7—0,9).
Коэффициент ап учитывает утечки через линию соприкосно-
вения гребня спирали винта с внутренней поверхностью обоймы,,
наличие газа в смеси, усадку жидкости. По принципу действия
винтовой насос является объемным, а по способу сообщения
энергии жидкости — ротационным.
Конструкция скважинного винтового насоса предусматрива-
ет использование двух уравновешенных винтов с правым 7 и
левым 4 направлениями спирали (рис. 12.7). Осевые усилия от
винтов приложены к эксцентриковой соединительной муфте 5,
расположенной между ними, и взаимно компенсируются. При-
вод винтов осуществляется от расположенного в нижней части
электродвигателя через протектор 10, эксцентриковую пусковую
муфту 9 и вал 8. Эксцентриковые муфты обеспечивают необходи-
мое вращение винтов 4 и 7. Пусковая муфта осуществляет пуск
насоса при максимальном крутящем моменте двигателя, отклю-
чает насос при аварийном выходе его из строя, предотвращает
движение винта в противоположную сторону при обесточивании
двигателя или неправильном подключении кабеля.
Прием жидкости из скважины ведется через две фильтровые
приемные сетки 2, расположенные вверху верхнего и внизу
нижнего винтов. Общий выход жидкости происходит в простран-
стве между винтами, дальше она проходит по кольцу между
корпусом обоймы верхнего винта и кожухом насоса к много-
функциональному предохранительному клапану 1 поршеньково-
золотникового типа. Обойдя по сверлению предохранительный
клапан, жидкость проходит в шламовую трубку и попадает в
НКТ.
Предохранительный клапан пропускает жидкость в НКТ
при спуске насоса в скважину и из НКТ — при подъеме, а так-
24'
371
же перепускает жидкость из НКТ в затрубное про-
странство при остановках насоса, недостаточном притоке из
пласта, содержании в жидкости большого количеству газа, по-
вышении устьевого давления выше регламентированной вели-
чины (объемный насос не может работать при закрытом выки-
де). Шламовая труба представляет собой заглушенный сверху
патрубок с боковыми отверстиями и предохраня/т насос от
попадания в него механических твердых частиц/с поверхности
и из откачиваемой жидкости при остановках. Шлам собирается
между внутренней поверхностью НКТ и наружной поверхностью
шламовой трубы. /
Подбор насосов аналогичен подбору ЭЦН.
В настоящее время разработаны установки типа УЭВНТ 5А
на подачу 16—200 м3/сут при напоре 1200—900 м, где Т означает
тихоходный двигатель (частота вращения 1500 мин-1). Их по-
дача меньше зависит от напора. Они оказались эффективными
при работе на вязких жидкостях (до 6-Ю-4 м2/с) и расходном
газосодержании на приеме до 0,5. Область применения их огра-
ничена температурой до 30—70 °C. Вследствие теплового расши-
рения это определяет различный натяг или зазор — посадку
винта в обойме. Слабым звеном пока является резиновая
обойма.
12.7. Бесштанговые насосы других типов
Разнообразие условий подъема жидкости в скважинах побу-
дило также разработку насосных способов с использованием
гидропоршневых, диафрагменных, гидроимпульсных и других
насосов. Их использование пока находится в стадии промыш-
ленного испытания или освоения.
Отличительная особенность эксплуатации скважин гидро-
поршневыми насосными установками — передача энергии к по-
гружному поршневому насосу потоком жидкости.
Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает
скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распреде-
лителем, объединенные в один агрегат — гидропоршневой по-
гружной насосный агрегат (ГПНА), НКТ, блок подготовки рабо-
чей жидкости и силовой насосный блок.
ГПНА по принципу действия скважинного насоса можно раз-
делить на три группы соответственно с насосами одинарного,
двойного и дифференциального действия (рис. 12.8).
Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности си-
ловым насосом насосного блока по каналу 3 в гидродвигатель
4 Золотник, совмещенный с гидродвигателем, переключает по-
дачу рабочей жидкости поочередно в полости над и под порш-
нем 5 гидродвигателя и соответственно выход отработанной
жидкости в канал 2 из полостей под и над поршнем. Так как
372
давление нагнетаемой рабочей жидкости
существенно больше давления отводной
рабочей жидкости, то под действием пе-
репада давления между этими полостями
поршень гидродвигателя совершает воз-
вратно-поступательное движение вверх и
вниз. \
Конструктивно золотник выполнен в
виде фасонной втулки, которая переме-
щается в своем цилиндре с подводящими
и отводящими каналами и управляется
штоком 6 поршня гидродвигателя.
С поршнем 5 гидродвигателя шток 6
жестко связывает поршень 9 скважинно-
го насоса 10, который также совершает
возвратно-поступательное движение. На-
сос откачивает жидкость из скважины.
В насосе одинарного действия (рис.
12.8, а) при ходе поршня 9 вверх нагне-
тательный клапан 13 закрыт, так как на
него действует значительно большее дав-
ление со стороны линии 1 выхода сква-
жинной жидкости. При ходе поршня 9
вниз закрывается всасывающий клапан
12 и открывается нагнетательный клапан
13, жидкость из цилиндра насоса 10 вы-
тесняется в линию 1 выхода скважинной
жидкости. Полость над поршнем через
отверстие 8 сообщается с затрубным про-
странством скважины.
В насосе двойного действия (рис.
12.8, б) подача скважинной жидкости
происходит при ходе поршня 9 вверх и
вниз, то есть при прочих равных услови-
ях почти в 2 раза больше подачи насоса
одинарного действия. В них, например,
п'ри ходе поршня вверх одновременно
происходит всасывание в полость под
Рис. 12.7. Схема винто-
вого скважинного насо-
са:
/ — предохранительный кла-
пан; 2— фильтровая сетка;
3 — левая обойма; 4 — левый
винт; 5 — эксцентриковая
шарнирная соединительная
муфта; 6 — правая обойма;
7 — правый винт; 8— вал;
9 — пусковая муфта; 10 —
протектор
жидкости в линию 1 из. полости над
поршнем и нагнетание
поршнем.
Гидропоршневой насосный агрегат дифференциального ти-
па (рис. 12.8, в) работает за счет перепада давления \р, созда-
ваемого разностью между давлением рабочей жидкости и давле-
нием откачиваемой жидкости. Поршень 9 насоса 10 изготовлен
сквозным, с расположенным в нем нагнетательным клапаном 13.
Работает насос аналогично ШСН. Движение поршневой группы
вниз происходит под действием силы, равной произведению это-
373
Рис. 12.8. Принципиальные схемы гидропоршневых насосов одинарного (а),
двойного (б) и дифференциального (е) действия:
/ — выход скважинной жидкости; 2 —выход рабочей жидкости; 3 — вход рабочей жид-
кости; 4 — гидродвигатель с золотником; 5 — поршень гндродвнгателя; 6 — шток; 7 —
уплотнение штока; 8 — отверстие; 9 — поршень скважинного иасоса; 10 — скважинный
насос; // — вход скважинной жидкости; /2 — всасывающий клапан; /3 — нагнетательный
клапан
го перепада давления на площадь сечения штока. При этом-
закрывается всасывающий клапан 12, открывается нагнетатель-
ный клапан 13 и в канал 1 выталкивается часть откачиваемой
жидкости в объеме штока 6, входящего в цилиндр насоса 10.
При крайнем нижнем положении поршневой группы посред-
ством продольной канавки в штоке над и под золотником соз-
дается давление рабочей жидкости. Поскольку нижняя головка
золотника диаметром больше верхней, то золотник под действи-
ем разности сил (произведение давления на площадь) поднима-
ется вверх и сообщает полость над поршнем 5 двигателя с по-
лостью выкида скважинной жидкости 1. Так как под поршнем
двигателя всегда действует давление нагнетаемой рабочей жид-
кости, то на поршень 5 двигателя начинает действовать сила,
обусловленная перепадом давления Др, и система начнет дви-
жение вверх. При этом закрывается нагнетательный клапан 13,
открывается всасывающий клапан 12, происходит нагнетание
скважинной жидкости и всасывание свежей порции в цилиндр
насоса.
Различное расположение рабочих полостей в двигательной
и насосной частях позволяет создать много схем ГПНА. Реали-
зованные серийные или опытные образцы представляют собой
в основном агрегаты с двигателем и насосом двойного или диф-
ференциального действия. Наиболее просты в конструктивном
исполнении ГПНА дифференциального типа, однако у агрегатов
374
Рис. 12.9. Принципиальные схемы закрытой (а)
н открытой (б) гидропоршневых насосных уста-
новок:
/ — электродвигатель; 2 — силовой насос; <3 — линия по-
дачи рабочей жидкости; 4 — гидродвигатель; 5 — сква-
жинный гидропоршневой насос: б—канал для отвода
продукции скважины; 7 — канал для отвода рабочей
жидкости; 8 — блок подготовки рабочей жидкости; 9 —
трубопровод для подачи рабочей жидкости; 10 — трубо-
провод для отвода скважинной жидкости
Рис. 12.10. Схема скважинного диафрагменного
насоса:
1 — нагнетательный клапан; 2 — всасывающий клапан;
3 — рабочая диафрагма; 4 —пружина; 5 — поршень; 6 —
эксцентрик; 7 — угловая зубчатая передача; 8 — электро-
двигатель; 9 — диафрагма компенсатора
двойного действия более высокий коэффициент полезного дей-
ствия и более плавный режим работы.
По типу принципиальной схемы циркуляции рабочей жидко-
сти различают открытые и закрытые ГПНУ. В установках с за-
крытой схемой (рис. 12.9, а) рабочая жидкость из гидродвигате-
ля и откачиваемая скважинная жидкость поднимаются на по-
верхность по своим отдельным каналам соответственно в блок
подготовки и в нефтесборный промысловый трубопровод, то есть
в скважине необходимо иметь три раздельных канала. В уста-
новках с открытой схемой (рис. 12.9, б) рабочая жидкость,
выйдя из гидродвигателя, смешивается с продукцией скважины
и поднимается на поверхность по общему каналу, то есть в этом
375
случае необходимо иметь только два раздельных канала. Три
канала могут быть созданы тремя рядами НКТ или двумя ряда-
ми НКТ и пакером, а два канала —двумя рядами НКТ или
одним рядом НКТ и пакером.
По способу спуска ГПНА в скважину различают ГПНА
фиксированные (спускаемые на колонне НКТ) и свободные
(сбрасываемые в скважину). Для монтажа свободных ГПНА
в нижней части труб устанавливают герметизирующее седло, а
на устье — ловитель и специальную обвязку, позволяющую из-
менять направления потоков в колоннах НКТ. При спуске
агрегата колонны НКТ заполняют жидкостью, после чего спус-
кают агрегат, который под действием потока жидкости, подавае-
мой силовым, насосом, опускается, устанавливается в герметизи-
рующем седле и фиксируется замком. Резиновые уплотняющие
манжеты размещены на ГПНА. При подъеме создают обратный
поток жидкости, под действием которого агрегат извлекается из
замка и перемещается вверх к устью, где захватывается лови-
телем.
Сочетание рассмотренных схем может быть различным. Мак-
симальный отбор жидкости и простота установки достигаются
в случае схем фиксированных или свободных ГПНА с использо-
ванием одного ряда труб и пакера.
При открытой схеме в качестве рабочей жидкости использу-
ется добываемая нефть. Для отделения газа, воды и механиче-
ских примесей применяют сепараторы, отстойники и иногда
деэмульгаторы — ПАВ. Достаточно снизить содержание воды
до 5% и механических примесей до 0,5—0,3 г/л.
В настоящее время давление на выходе силового поверхност-
ного насоса достигает 21 МПа, иногда его повышают до 35 МПа.
В целом коэффициент полезного действия ГПНУ невысокий.
Экономическая эффективность применения ГПНУ по сравнению
с насосным оборудованием других типов возрастает с увеличе-
нием глубины подвески ГПНА. ГПНУ позволяют эксплуатиро-
вать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным
дебитом до 800 м3/сут при высоком содержании в скважинной
продукции воды (до 98%), песка (до 2%) и агрессивных компо-
нентов. Увеличение высоты подъема и подачи можно достигнуть
применением тандемов-агрегатов, у которых в одном корпусе
монтируются два и более насосов, а также гидродвигателей,
соединенных общим штоком, но работающих параллельно.
Перспективы применения ГПНУ связывают с эксплуатацией
скважин, в которых работа штанговых насосов оказывается не-
возможной, а также при разбуривании месторождений кустами
скважин, что позволяет обслуживать одной ГПНУ несколько
ГПНА.
Диафрагменные электронасосы относятся к объемным на-
сосам с электроприводом. Установка диафрагменного элект-
376
ронасоса (УЭДН) состоит из погружного насосного агрегата
(насоса и электропривода), спущенного в скважину на НКТ
(рис. 12.10), кабеля, оборудования устья и поверхностной стан-
ции управления. При вращении вала электродвигателя 8 и уг-
ловой зубчатой передачи 7 эксцентрик 6 вращается и поршень
5, прижатый к эксцентрику пружиной 4, перемещается вверх и
вниз. Полость А над поршнем и полость Б у привода заполнены
маслом. Полость А имеет строго определенный объем масла.
При ходе поршня вниз масло заполняет освобождаемый объем
и диафрама 3 опускается вниз (нижнее положение показано
пунктиром). Давление в рабочей полости над диафрагмой под
клапанами понижается, происходит всасывание жидкости из
скважины через всасывающий клапан 2 в рабочую полость.
При ходе поршня 5 вверх масло переместит диафрагму вверх
и произойдет нагнетание жидкости через нагнетательный клапан
1 в НКТ. Изменение объема полости Б из-за движения поршня
5 компенсируется диафрагмой 9, полость за которой сообщена
со скважиной.
Скважинные диафрагменные насосы разработаны в СССР
и не имеют аналога за рубежом. Они предназначены для рабо-
ты в условиях больших пескопроявлений (значительного содер-
жания механических примесей) или для откачки агрессивных
жидкостей, так как перекачиваемая жидкость соприкасается
только с клапанами, диафрагмой и стенками рабочей полости.
Подача УЭДН составляет 4—16 м3/сут при напоре 650—1700 м.
Межремонтный период их при откачке агрессивных сред с мас-
совым содержанием механических примесей до 1,8% существен-
но больше, чем межремонтный период скважинных штанговых
насосов и ЭЦН.
На промыслах испытываются также струйные, гидроимпульс-
ные и другие насосы.
12.8. Техника безопасности при эксплуатации скважин
бесштанговыми электронасосами
Основные опасности в данном случае связаны с эксплуатаци-
ей электрооборудования, монтажей (демонтажем) установок.
Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования погруж-
ных центробежных и винтовых насосов, осмотр, ремонт и налад-
ку его должен проводить электротехнический персонал.
Неэлектротехническому персоналу (операторам, мастерам) раз-
решается только пуск и остановка электронасосов.
Проверка надежности крепления аппаратов, контактов на-
земного электрооборудования и другие работы, связанные с воз-
можностью прикосновения к токоведущим частям, осуществля-
ются только при выключенной установке, выключенном
377
рубильнике и со снятыми предохранителями. Установка включа-
ется и выключается нажатием на кнопки «Пуск» и «Стоп» или
поворотом пакетного переключателя, расположенных на наруж-
ной стороне двери станции управления.
Корпусы трансформатора и станции управления, а также
броня кабеля должны быть заземлены. Обсадная колонна сква-
жины должна быть соединена с заземляющим контуром или
нулевым проводом сети напряжением 380 В. Кабель от станции
управления до устья скважины прокладывается на специальных
опорах на расстоянии не менее 0,4 м от поверхности земли.
Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установ-
ке и при пробных пусках. Сопротивление изоляции установки
измеряется мегометром напряжением до 1 кВ.
Погрузка и выгрузка барабана с кабелем, электродвигателя,
насоса и гидрозащиты должны быть механизированы. Запреща-
ется транспортировать кабель без барабана. При ремонте бара-
бан с кабелем следует устанавливать так, чтобы он находился
в поле зрения работающих. Барабан, кабельный ролик и устье
скважины должны находиться в одной вертикальной плоскости.
В ночное время барабан должен быть освещен.
Намотка и размотка кабеля должны быть механизированы.
Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными
рядами. Кабельный ролик должен подвешиваться при помощи
цепи или специальной канатной подвески на кронштейне, при-
крепленном хомутом. Рабочие, занятые этой операцией, должны
работать с площадки, имеющей ограждение и расположенной со
стороны лестницы вышки (мачты), или надеть предохранитель-
ный пояс.
Запрещается подвешивать ролик на пеньковой веревке пли
канатной петле. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-
подъемных операциях не должен задевать элементы вышки
(мачты). К ноге вышки (мачты) должен быть прикреплен ме-
таллический крючок для отвода и удержания кабеля при свин-
чивании или развинчивании насосно-компрессорных труб.
Скорость спуска (подъема) погружного агрегата установки
в скважину не должна превышать 0,25 м/с. Кабель должен кре-
питься поясами, устанавливаемыми над и под муфтой каждой
трубы. Пояса не должны иметь острых кромок. Погружной аг-
регат на устье скважины следует собирать с применением спе-
циальных хомутов. При спуске и подъеме погружного агрегата
на устьевом фланце скважины следует устанавливать приспособ-
ление, предохраняющее кабель от повреждения элеватором.
Контрольные вопросы
1. Объясните схему УЭЦН и дайте характеристику ее основных узлов.
2. Как выбирают УЭЦН применительно к конкретной скважине?
3. Расскажите об исследовании скважины, оборудованной УЭЦН.
378
4. Расскажите о монтаже и эксплуатации УЭЦН.
5. Объясните отличительные особенности УЭВНТ по сравнению с УЭЦН.
6. Расскажите о принципах эксплуатации сдважнн с использованием гид-
ропоршневой насосной установки н установки диафрагменных электрона-
сосов.
ГЛАВА 13
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
13.1. Особенности конструкции
и оборудования газовых скважин
Особенности конструкции и оборудования газовых скважин
по сравнению с нефтяными, в частности с фонтанными скважи-
нами, обусловлены отличиями свойств газа и нефти.
Плотность и вязкость газа на 2—3 порядка меньше плотно-
сти и вязкости нефти. Скорость движения газа в стволе скважи-
ны в 5—25 раз больше, чем скорость движения нефти. Извлече-
ние газа из недр на поверхность происходит пока только за счет
использования пластовой энергии. Газ некоторых месторожде-
ний содержит агрессивные, коррозионные компоненты (серово-
дород, углекислый газ). Отсюда к прочности и герметичности
газовой скважины предъявляют более жесткие требования.
Давление газа на устье газовой скважины всего на 5—10%
меньше забойного давления или пластового давления в останов-
ленной скважине. При истощении залежи или при особых ус-
ловиях (открытый газовый фонтан, перекрытие ствола скважин-
ным клапаном-отсекателем) устьевое давление приближается
к атмосферному давлению. Значит, на обсадные трубы создают-
ся большие давления и их перепады при наличии температур-
ных напряжений. В случае малейшей негерметичности обсадной
колонны вследствие малой вязкости газ проникает в вышележа-
щие пласты, может привести к загазованности территорий, об-
разованию грифонов и создать взрывоопасные условия. Агрес-
сивные компоненты не должны вызывать снижение прочности
обсадных колонн и газопромыслового оборудования. Вследствие
больших скоростей газа повышается опасность эрозии оборудо-
вания в газовой струе. Поэтому подбирают соответствующие
материалы обсадных колонн, повышают герметичность труб
применением уплотнительных смазок для резьб или сварных
соединений, цементируют трубы по возможности на большую
высоту (до устья) и др.
При движении газа в стволе с забоя на поверхность, особен-
но в высокодебитных скважинах, происходят большие потери
давления на гидравлическое сопротивление, которые при дебите
0,5 млн. м3/сут в 2—3 раза превышают депрессию. Эти потери
379
Таблица 13.1
Состав резьбовых смазок
Компоненты Р-402 Р-2
Дисперсионная среда Загуститель Присадки, добавки Смесь масла индустри- ального И-50А и поли- силоксановой жидкости 132-24 или ПЭС-5 (1 :2) LiSt (6%), AlSt2 (1%) Графит П (21%), по- рошки свинца ПСА (29%) и цинка ПЦВ (14%), медная пудра (5%) Смесь индустриальных масел И-12А, И-40А или И-50А AlSt2 (6%) Графит П (18%), по- рошки свинца (29%) и цинка (12%), медная пудра (4%), вода (до 0,2%)
давления могут уменьшать дебит газовой скважины. При уве-
личении диаметра скважины (эксплуатационной колонны)
уменьшается расход пластовой энергии, но возрастают капиталь-
ные вложения на строительство скважины и снижается надеж-
ность. В настоящее время экономически оправдано применение
в высокодебитных газовых скважинах эксплуатационных колонн
диаметром 219—245 мм.
Сероводород при взаимодействии с металлами вызывает их
сульфидное растрескивание и наводораживание, в результате
чего оборудование не выдерживает регламентированных ГОСТ-
ом нагрузок. С учетом этого применяют обсадные трубы в
антикоррозионном исполнении (стали марок С-75 и С-95),
повышают герметичность резьбовых соединений, предусматрива-
ют «запас» толщины стенок труб, повышают качество цементи-
рования (коррозионностойкие тампонажные материалы, подъем
цементного раствора до устья), исключают элементы оборудо-
вания, работающие при нагрузках, близких к предельным, а так-
же защищают эксплуатационную колонну от прямого длитель-
ного влияния агрессивной среды.
Для повышения герметичности, облегчения свинчивания и
развинчивания резьбовых соединений обсадных и насосно-ком-
прессорных труб применяют резьбовые смазки Р-402 (ТУ
38.101708—78) и Р-2 (ТУ 38.101332—76), состав которых приве-
ден в табл. 13.1. Из-за высокой стоимости смазку Р-402 целесо-
образно применять только в арктических районах и при разра-
ботке месторождений, где температура в скважине 100—200 °C.
В остальных случаях выгоднее использовать смазку Р-2. Благо-
даря хорошей морозостойкости ее легко наносить на резьбу
зимой (до —30 °C). При нагревании перед употреблением нель-
зя допускать расплавления смазки. Смазка Р-2 водостойка,
обеспечивает герметичность в стыках труб при давлении до
380
70 МПа, предотвращает повреждение резьбы при периодическом
подъеме и демонтаже насосно-компрессорных труб в период
ремонта скважин (через 0,5—1,5 года). Смазка Р-2 сохраняет
эксплуатационные свойства в течение всего срока службы
скважины (20—30 лет) и работоспособна при температурах от
—30 до +50 °C.
С целью защиты эксплуатационной колонны от прямого дли-
тельного влияния агрессивной среды в колонну спускают фон-
танные (насосно-компрессорные) трубы, затрубное давление
изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором
коррозии, который через узел ввода подают в фонтанные трубы
или на забой. В фонтанных трубах устанавливают предохрани-
тельный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный
клапаны. Обычно применяют внутрискважинное оборудование,
изготовленное из коррозионностойких металлов. Фонтанную ар-
матуру для обвязки устья выбирают в зависимости от содержа-
ния H2S и СО2 в продукции (см. раздел 9.3). Отметим только,
что по коррозионной стойкости разработаны фонтанные армату-
ры четырех видов: для сред, содержащих СО2 до 6%; то же,
H2S и СО2 до 6%; то же, H2S и СО2 до 25%; при использовании
ингибиторов коррозии.
Строительство и эксплуатация скважин могут осложняться
в районах Крайнего Севера, где распространяются многолетне-
мерзлые породы. Растепление мерзлотных пород, содержащих
большое количество льда, сопровождается уменьшением зани-
маемого породой пристволовой зоны объема за счет таяния
льда. Уменьшаются силы сцепления пород с цементным камнем,
происходит перераспределение нагрузок по колонне. В резуль-
тате произойдет укорочение колонны, и устье скважины вместе
с фонтанной арматурой опустится. Такое смещение может до-
стигать 0,5 м. Создаются условия для потери герметичности
колонн и возникновения связанных с этим осложнений. После-
дующее промерзание пород может сопровождаться смятием
обсадных труб. Для предупреждения этого башмак кондуктора
устанавливают на 100—200 м ниже уровня вечной мерзлоты,
цементируют кондуктор до устья. Межколонные пространства
над цементным камнем заполняют незамерзающей жидкостью.
В состав кондуктора включают несколько телескопических
(скользящих) соединений, в результате чего внутренняя обсад-
ная колонна остается в первоначальном положении. Могут
использоваться также различные методы теплоизоляции.
13.2. Расчет лифта для газовых скважин
Газовые скважины эксплуатируют пока только путем исполь-
зования пластовой энергии, то есть фонтанным способом. Расчет
лифта заключается в определении диаметра фонтанных труб.
381
Его определяют из условий выноса с забоя твердых и жидких
частиц или обеспечения максимального устьевого давления
(минимальных потерь давления в стволе скважины при задан-
ном дебите).
Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа.
По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие
увеличения объема (расхода) газа при уменьшении давления.
Поэтому расчет выполняют для условий башмака фонтанных
труб. Глубина спуска труб в скважину принимают с учетом
продуктивной характеристики пласта и технологического режи-
ма эксплуатации скважины. Целесообразно трубы спускать до
нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних
отверстий перфорации, то скорость газового потока в эксплуа-
тационной колонне напротив перфорированного продуктивного
пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения.
А значит в нижней части или вплоть до башмака не обеспечива-
ется вынос твердых и жидких частиц. Тогда нижняя часть пла-
ста отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при
этом дебит скважины уменьшается.
При заданном дебите скважины, используя закон газового
состояния Менделеева — Клапейрона
QoPo _ <?Рз
о 23Г3
скорость газа у башмака труб запишем в виде:
__Q_____QqP<szzT з
7^ FzqTqPz
(13.1)
(13.2)
где Qo — дебит скважины при стандартных условиях (давление
Ро=О,1 МПа, температура 70=293 К); рз, Т3— давление и тем-
пература газа на забое; го, z3—коэффициент сверхсжимаемости
газа соответственно при условиях То, ро и Т, р; F — площадь
проходного сечения фонтанных труб, F = nd2/4; d — диаметр
(внутренний) фонтанных труб.
В литературе имеются формулы для расчета критической
скорости выноса твердых и жидких частиц. Согласно опытным
данным, минимальная скорость цкр выноса жидких и твердых
частиц с забоя составляет 5—10 м/с. Тогда максимальный диа-
метр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся
на поверхность.
d=\
4QqPqz3T з
^Kpz07>3
(13.3)
При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выде-
ляются жидкие углеводороды (газоконденсат), которые созда-
ют в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвра-
тить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газокон-
382
денсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не
меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос га-
зоконденсата на поверхность. Величину этого дебита опреде-
ляют по эмпирической формуле
Qo=O,llld2-5
Рз
(13.4).
где М — молекулярная масса газа. Отсюда диаметр труб
d = 0,415 YQlMT3zllp3. (13.5).
При определении диаметра фонтанных труб из условия обес-
печения минимальных потерь давления в стволе скважины не-
обходимо предусмотреть их снижение в стволе до минимальных
с тем, чтобы газ поступал на устье скважины с возможно боль-
шим давлением. Тогда уменьшатся затраты на транспорт газа.
Забойное и устьевое давления газовой скважины увязаны меж-
ду собой формулой Г. А. Адамова
p3 = ]Z ^е28+1,377.10-10Х-^ф2о_(е28-1), (13.6).
где р2 — давление на устье скважины, МПа; е — основание на-
туральных логарифмов; s — показатель степени, равный s =
= 0,03415 prA/(7’cpzCp); рг — относительная плотность газа по
воздуху; Тср — средняя температура газа в скважине, К; Qo—
дебит скважины при стандартных условиях, тыс. м3/сут; d —
диаметр труб, м; Л —длина фонтанных труб, м; X — коэффици-
ент гидравлического сопротивления; zcP — коэффициент сверх-
сжимаемости газа при средней температуре Тср и среднем давле-
нии рСр= (Рз+Р2)/2. Так как р3 неизвестно, то zcp определяют
методом последовательных приближений.
Тогда, если дебит скважины Qo и соответствующее ему за-
бойное давление рз известны по результатам газодинамических
исследований, при заданном давлении на устье р2 диаметр фон-
танных труб определяем из формулы (13.6) в виде
I 1,377-IQ-^XTgpzIpgg (е8*—1)
р1—Расре2*
(13.7)
Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом
стандартных диаметров (см. раздел 5.2). Отметим, что при рас-
четах, исходя из этих двух условий, определяющий фактор —•
вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Если же деби-
ты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет
ведется из условия снижения потерь давления до минимально
возможной величины с технологической и технической точек
зрения.
383
Иногда при заданном диаметре труб, используя выписанные
формулы, определяют дебит скважины или потери давления в
стволе.
13.3. Установление технологического режима
работы газовой скважины
Под технологическим режимом эксплуатации газовых сква-
жин понимают режим, при котором поддерживается определен-
ное соотношение между дебитом скважины и забойным давле-
нием или его градиентом. Он должен обеспечить получение мак-
симально возможного дебита при минимальной затрате
пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без наруше-
ний, которые могут привести к различным осложнениям. Полу-
чение максимально возможного дебита способствует уменьше-
нию числа добывающих скважин и улучшению экономических
показателей разработки месторождения. Система пласт — сква-
жина— газопровод — потребитель представляет собой единую
газодинамически связанную» систему. Поэтому чем меньше по-
тери пластовой энергии в каждом ее звене, тем меньше эконо-
мические затраты на добычу газа. Однако имеется множество
условий, ограничивающих дебит. Их устанавливают путем ана-
лиза данных предыдущей эксплуатации и газодинамического
исследования скважин при различных режимах (см. раздел 6.3).
Условия, влияющие на ограничение дебита газовых 'скважин,
можно подразделить на четыре группы: геологические, техноло-
гические, технические и экономические.
/'К геологическим условиям относятся разрушение призабой-
ной зоны пласта; образование языков и конусов обводнения; вы-
падение газоконденсата в призабойной зоне.
//Технологические условия, влияющие на отборы газа следую-
щие: образование гидратов в призабойной зоне и стволе сква-
жины; необходимость очистки^забоя от жидкости и твердых
частиц; обеспечение необходимыхусловий работы установок
подготовки газа к транспорту; обеспечение минимума пластовых
потерь давления в зависимости от расположения скважин на
залежи и регулирования величины дебитов по отдельным сква-
жинам.
/i/Технические условия включают недоброкачественность це-
ментажа и негерметичность обсадных колонн, что может выз-
вать прорыв верхних или нижних вод, утечку газа; вибрацию
устьевого оборудования при больших дебитах; опасность разры-
ва колонны обсадных труб с увеличением давления в скважине;
допустимое давление в наземных аппаратах и коммуникациях;
ограниченную пропускную способность фонтанных (обсадных)
труб и газопроводов; опасность смятия эксплуатационной ко-
лонны при малых давлениях в скважине; опасность разрушения
обсадных и фонтанных труб из-за коррозии или эрозии.
384
Экономические условия сводятся к выбору такого распреде-
ления потерь давления по системе в целом и в том числе в сква-
жине, чтобы общие приведенные экономические затраты по ме-
сторождению были минимальными.
На основе учета этих условий выбирают один из следующих
технологических режимов:
постоянного градиента давления на стенке скважины
(13.8)
постоянной депрессии давления
Др=рпл — Рз = const; (13.9)
постоянного дебита скважины
Q = const; (13.10)
постоянной скорости фильтрации на забое скважины
C=Q/p3 = const; (13.11)
постоянного забойного давления
p3 = const; (13.12)
постоянного устьевого давления
рг —const, (13.13)
где Q—дебит скважины; р3, р2 — забойное и устьевое давления;
Рпл ~~ пластовое давление; Ао, Во, С — коэффициенты.
Различают расчетный и фактический технологические режи-
мы работы скважины. Расчетный режим устанавливают при со-
ставлении проектов разработки на длительную перспективу.
А в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплу-
атации и результатами исследования скважин геологическая
служба промысла на квартал или полгода устанавливает фак-
тический технологический режим.
13.4. Осложнения при эксплуатации
газовых скважин и мероприятия по их устранению
Нарушение условий, влияющих на установление технологиче-
ского режима работы газовых скважин, или невозможность их
учета в полной мере приводит к различным осложнениям при
эксплуатации. Рассмотрим основные виды осложнений и меро-
приятия по их устранению.
Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми
породами (песок), то при эксплуатации скважин с большим де-
битом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые части-
цы, выносимые из пласта, способствуют эрозии (разъеданию)
25—1020 385
подземного и наземного оборудования, образованию пробок,
подземным обвалам и т. д. Обеспечить нормальную эксплуата-
цию скважины можно поддержанием минимального градиента,
меньшего, чем допустимое его значение, созданием условий вы-
носа частиц из ствола на поверхность и применением методов
крепления призабойной зоны пласта.
Природные газы в условиях пласта насыщены парами воды.
Движение газа в пласте, скважине и газопроводах сопровожда-
ется уменьшением его температуры и давления. Уменьшение
температуры ДГ связано с уменьшением давления Др уравне-
нием
Д7’=егДр, (13.14)
где ег — среднеинтегральный коэффициент Джоуля — Томсона
или дроссельный коэффициент (дросселирование — понижение
давления при прохождении газа или жидкости через дроссель —
местное гидравлическое сопротивление). Пары воды конденси-
руются и скапливаются в скважине и газопроводах. При опре-
деленных условиях каждая молекула компонентов углеводород-
ного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать 6—17
молекул воды, например СН4-6Н2О; С2Н6-8Н2О; С3Н8-17Н2О.
Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества,
называемые кристаллогидратами.
По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Это
неустойчивые соединения и при нагревании или понижении дав-
ления быстро разлагаются на газ и воду. Безгидратный режим
работы возможен при условии
Р<Рр и 7>Тр, (13.15)
где рр и Тр — равновесные давление и температура гидратооб-
разования. Величины рр и Тр определяют экспериментально.
Причем чем выше давление, тем выше Тр. В условиях высокого
давления гидраты не могут существовать при температуре выше
критической /кр:
Газ . . . СН4 С2Н6 1 СзН8 ’ i-C4Hw г п4С4Ню
(кР, °C . . 21,5 14,5 5,5 ' 1,5 i 1
Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газо-
проводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов
и регулирующих средств.
Борьба с гидратами, как и с любыми осложнениями, ведется
в направлениях их предупреждения и ликвидации. Следует
всегда отдавать предпочтение методам предупреждения гидра-
тообразования.
Для предупреждения гидратообразования необходимо соз-
дать режим в соответствии с условием (13.15), причем для
призабойной зоны принимаются условия на забое, а для ствола
385
скважины — условия на устье.
Если безгидратный режим не
представляется возможным
обеспечить, особенно при рас-
положении скважины в зоне
вечной мерзлоты, то образо-
вание гидратов можно преду-
предить применением ингиби-
торов гидратообразования. Ин-
гибитор гидратообразования
снижает температуру гидрато-
образования (рис. 13.1). Ос-
новные ингибиторы, применяе-
мые в газовой промышленно-
сти,— метиловый спирт СНзОН
(метанол), хлористый кальций,
гликоли (этиленгликоль, ди-
и триэтиленгликоль).
Потребное количество не-
летучего ингибитора гидрато-
образования
Рис. 13.1. Понижение температуры
(Д/) гидратообразования различны-
ми ингибиторами в зависимости от
их концентрации (К):
/ — хлористый кальций; 2 — метанол; 3 —
триэтиленгликоль и этилкарбитол; 4 — ди-
этиленгликоль
(13.16)
„ GAWi-WJ)
Ча g1-g2
и летучего (испаряющегося) ингибитора, например метанола
= +0,001 £г«м, (13.17)
где ^н(л) — расход нелетучего (летучего) ингибитора, кг/1000 м3
газа; Wlt W2— влагосодержание газа до и после ввода ингиби-
тора (в пласте и на устье); Gt, G2 — массовые концентрации
свежего и отработанного ингибитора; ам— отношение содержа-
ния метанола в газе, необходимого для насыщения газа, к кон-
центрации метанола в жидкости (определяется графически в
зависимости от давления и температуры).
Ввод ингибитора в скважину осуществляется, в основном, че-
рез затрубное пространство. Известны и другие методы пре-
дупреждения образования гидратов: применение забойных на-
гревателей, теплоизолированных стволов скважины, гидрофоб-
ного покрытия труб. Метанол или другой ингибитор вводят в
газопровод каплями с помощью регулировочного вентиля из
бачка высокого давления, который расположен над газопрово-
дом. Давление газа в бачке над метанолом и в газопроводе
создается одинаковым посредством сообщающей трубки.
Для предотвращения образования гидратов и их ликвидации
можно применить подогрев газа путем теплообмена с горячей
25* 387
водой, паром или дымовыми газами. Огневой метод подогрева
опасен в пожарном отношении и приводит к порче изоляции
труб, поэтому запрещается.
Когда гидратная пробка уже образовалась, то резкое сниже-
ние давления в системе приводит к разложению гидратов, кото-
рые затем выносятся продувкой через отводы в атмосферу.
На некоторых месторождениях из-за присутствия в газе се-
роводорода и углекислого газа возможна интенсивная коррозия
оборудования. Коррозия зависит от концентрации агрессивных
компонентов в газе, давления и температуры среды, скорости
потока, минерализации воды, применяемого материала оборудо-
вания. При заданном оборудовании ствола скважины наиболее
опасным участком, на котором возможна коррозия, является
устье. На устье должна поддерживаться критическая скорость,
превышение которой значительно увеличивает интенсивность
коррозии. На практике в таких условиях применяют оборудова-
ние в антикоррозионном исполнении или эксплуатацию осуще-
ствляют с подачей антикоррозионных ингибиторов.
Значительные осложнения вызывает поступление воды в
скважину.
13.5. Особенности эксплуатации обводняющихся
газовых скважин
Многие газовые и газоконденсатные месторождения страны
эксплуатируются при упруговодонапорном режиме (см. гл. 4),
причем в отрасли растет число месторождений, вступивших в
позднюю стадию разработки с естественным закономерным об-
воднением продукции скважин.
В работе газовой скважины можно выделить четыре перио-
да. Первый период — безводный. Во втором периоде происходит
накопление притекающей воды в стволе сначала без выноса ее
на поверхность и с образованием пленки на стенках труб (пер-
вая фаза периода), а затем с выносом ее в виде диспергирован-
ных капелек потоком газа. Третий период характеризуется тем,
что сколько воды притекает в скважину, столько же ее выносит-
ся на поверхность. При этом в стволе имеется определенный
объем накопившейся воды. По мере истощения залежи в зави-
симости от технологического режима эксплуатации скважины
происходит уменьшение либо дебита газа, либо забойного дав-
ления. Условия для выноса воды ухудшаются, особенно при
увеличении расхода притекающей воды. Наступает четвертый
период, характеризующийся новым ускоряющимся накоплением
воды в стволе. Вследствие этого работа обводняющейся газовой
скважины переходит на режим нулевой подачи газожидкостно-
го подъемника (см. гл. 9). Так как при этом приток воды про-
должается, то скважина захлестывается водой и прекращает
388
работу. Наступает «самоглушение» скважины водой. С позиций
интенсификации работы обводняющейся газовой скважины в
четвертом периоде выделяем две фазы: естественного выноса
воды и принудительного ее удаления. Начало принудительного
удаления воды и длительность четвертого периода следует уста-
навливать из экономических расчетов себестоимости добычи
газа и народнохозяйственной эффективности. Отметим только,
что в обводняющихся газовых скважинах фонтанные трубы
должны спускаться до нижних отверстий фильтра, особенно при
малых депрессиях давления.
Для принятия решений по интенсификации работы и спосо-
бам дальнейшей эксплуатации обводняющейся газовой скважи-
ны необходимо располагать данными о расходе притекающей
воды или объеме накопившейся в скважине воды, об условиях ее
выноса или принудительного удаления. Расход притекающей
воды в четвертом периоде рекомендуем определять по формуле
<2в (0 = qB W + Д^р(г) , (13.18)
где QB(0, <7в(0—расходы воды соответственно притекающей
в скважину и выносимой на поверхность в момент времени t;
Арзатр(0М^ — темп прироста затрубного давления рзатр газа;
F — площадь проходного сечения подъемных труб; рв — плот-
ность воды в условиях скважины; g — ускорение свободного
падения. Второе слагаемое в формуле (13.18) выражает расход
воды, накапливающейся в скважине.
При отсутствии зависимости рзатр(0» допустив прямолиней-
ное повышение затрубного давления во времени, можно записать
<2в (0 = 7в (0 Н—~ -р.?-^Р(*>0)~РзатР(г = 0) ; (13.19)
Рв£ t
Vв (0 = [Рзатр (t > 0) — Рззтр (^ = 0)]i (13.20)
РвЧ
где VB(0—объем накопившейся в скважине жидкости за про-
межуток времени t.
Если не известно затрубное давление в начальный момент
Рзатр(<=о) и не установлена зависимость р3атр(0, то можно опре-
делить объем накопившейся жидкости:
^в (0 “ (Рзатр Р2 — Артр), (13.21)
Рве
где р2 — буферное (устьевое) давление, Артр — потери давления
на преодоление гидравлических сопротивлений в подъемных
трубах.
Объем накопившейся жидкости на момент срыва работы
скважины
^в= туу (Рзатр — Рг)- (13.22)
389
Способы эксплуатации обводняющихся газовых скважин
можно подразделить на способы, уменьшающие поступление
воды в скважину, и способы, освобождающие ствол от поступив-
шей воды.
Уменьшение поступления вод в скважину достигается регу-
лированием потоков в пласте, изоляцией скважины от поступле-
ния пластовых вод (изоляция обводнявшихся пропластков смо-
лами, цементным раствором, пеной и другими материалами;
установка горизонтальных экранов при конусообразовании вод;
селективное вскрытие пропластков; исправление герметичности
колонн и цементного камня), а также ограничением отборов
газа до исключения поступления воды из пласта.
Способы принудительного удаления воды подразделяем на
газогидродинамические, физико-химические и механизирован-
ные. Освобождать ствол скважины от воды можно путем подъе-
ма на поверхность либо подачи в поглощающий пласт (тот же
или другой). Первая подгруппа способов предусматривает соз-
дание скоростей газа больше критической для выноса воды (см.
раздел 13.2), диспергирование жидкости или остановки для
поглощения жидкости пластом. Наибольшее применение из них
нашли периодические продувки скважины.
Для периодического удаления жидкости из скважин путем
перекрытия потока газа, накопления энергии и удаления жидко-
сти предназначен автоматический комплекс «Забой-1». Он
может использоваться на скважинах, работающих с большими
депрессиями и малыми расходами жидкости (до 1—2 т/сут).
Комплекс настраивается на разность давлений в затрубном
пространстве и выкидной линии. Питание пневмоавтоматики
комплекса осуществляется газом из затрубного пространства.
Два датчика давления управляют мембранным исполнительным
механизмом запорного клапана.
Автоматическая система «Ласточка-73» является многофунк-
циональным устройством и позволяет поддерживать условия для
непрерывного или периодического выноса воды, а также задан-
ный режим эксплуатации (рис. 13.2). Она обеспечивает перерас-
пределение потоков газа по трубам и затрубному пространству,
а тем самым — условия для выноса воды.
Наиболее широкое применение из всех способов удаления
воды получил физико-химический способ — ввод в скважину
пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ) в жид-
ком виде. Сущность способа состоит в том, что при закачке вод-
ного раствора пенообразующего ПАВ в скважину, растворении
его в пластовой воде и прохождении газа образуется пена. Так
как плотность пены значительно меньше плотности воды, то она
выносится газовым потоком при скоростях всего 0,1—0,2 м/с, то
есть в 50 раз меньше, чем для воды (см. раздел 13.2). В каче-
стве пенообразующих ПАВ применяют ОП-Ю, превоцелл, суль-
890
фа нол и др. Концентрация
ПАВ, необходимая для вспе-
нивания удаляемой жидкости,
составляет 2—3 г/л. При на-
личии газоконденсата концент-
рацию ПАВ увеличивают. Для
предупреждения замерзания
в зимних условиях в водный
раствор ПАВ вводят антифриз
(метанол, гликоль, хлористый
кальций). Раствор ПАВ зака-
чивается в затрубное прост-
ранство посредством пере-
движного или стационарного
агрегата любого типа, основ-
кие. 13.2. Принципиальная схема си-
стемы «Ласточка-73»:
1— блок питания; 2 —узел диафрагмы;
3 — блок измерения расхода газа; 4 — диф-
манометр типа 13ДДП; 5 — регулятор; 6 —
блок автоматического и ручного управле-
ния; 7 — регулирующий клапан; 8 — меж-
трубное пространство; 9 — фонтанные
трубы
ные элементы которого — ем-
кость для раствора ПАВ и на-
сос. Периодический и непре-
рывный ввод ПАВ можно
проводить с помощью различ-
ных аппаратов и устройств,
устанавливаемых на устье
скважины, а также с помощью
метанольной установки капельного типа (см. раздел 13.4).
С. Н. Закиров, Ю. П. Коротаев и другие проведением про-
мысловых исследований на обводненных скважинах Оренбургс-
кого газоконденсатного месторождения доказали, что если
скважина работает с выносом пластовой воды, то дебит ее по
газу не должен снижаться и не следует проводить изоляционные
работы. Если скважина полностью обводнилась, то целесообраз-
но продолжать ее эксплуатацию с целью добычи пластовой
воды. При этом можно идти на механизированные способы
извлечения пластовой воды. В результате создаются предпосыл-
ки для увеличения конечных коэффициентов газо- и конденсато-
отдачи пласта. Отсюда рекомендуем эксплуатировать обводняю-
щуюся газовую скважину при естественном выносе воды, а за-
тем задолго до пульсаций и «самоглушения» начинать
принудительное удаление воды. В эксплуатации скважины,
обводняющейся контурной водой, наиболее приемлемой будет
следующая стадийность: создание достаточных скоростей газа
разными технологическими приемами, ввод пенообразующих
ПАВ сначала периодически и дальше непрерывно с переходом
на искусственный газлифт (периодический или непрерывный)
при высоких забойных давлениях или на насосную эксплуата-
цию (штанговые, центробежные, струйные насосы, пневмоагре-
гаты). При обводнении скважин подошвенной водой стадий-
ность будет такая же, но при этом не следует допускать боль-
391
тих пульсаций в работе и повышений депрессии. Переход с
одного метода интенсификации работы на другой и выбор
одного из механизированных способов должен быть в каждом
конкретном случае технико-экономически обоснован.
13.6. Автоматизация газового промысла
Автоматизация газового промысла предназначена для устой-
чивого обеспечения потребителя газом, а также для поддержа-
ния надежной, бесперебойной и безопасной работы объектов
промысла.
Объекты добычи, сбора и подготовки газа и газоконденсата
рассредоточены на большой площади (10—30 км2 и более). Газ
из газовых скважин по индивидуальным шлейфам направляется
на газосборный пункт (установку комплексной подготовки га-
за), где проводится очистка от механических примесей, отделе-
ние воды (влаги) и газоконденсата. Из всех газосборных пунк-
тов газ собирается в промысловый газосборный коллектор и
подается в магистральный газопровод, а конденсат по конденса-
топроводу — на газофракционирующую (отбензинивающую)
установку для последующей его переработки. На некоторых
промыслах осуществляется подготовка газа централизованно на
головных сооружениях, а на газосборных пунктах — лишь пер-
вичная сепарация. Если пластовое давление уменьшилось по
мере отбора газа, то внутрипромысловый транспорт и подачу
его в магистральный трубопровод (с давлением 5,5 или 7МПа)
осуществляют с помощью дожимной и промысловой компрессор-
ных станций. Для отделения конденсата применяют различные
установки. Наибольшее применение нашли установки низкотем-
пературной сепарации. Низкую температуру (—10 °C и менее)
обычно получают дросселированием газа. Добываемую попут-
ную воду очищают и закачивают в поглощающие глубинные
пласты с целью охраны окружающей среды.
Газопотребление носит неравномерный характер и различно
в разные сезоны года, дни недели и часы суток. Для согласова-
ния газопотребления с отбором газа из залежи осуществляют
автоматическое регулирование производительности промысла,
которое выражается в поддержании в заданных пределах дав-
ления в газосборной промысловой сети. Для этого на промысле
выделяют две группы скважин: базовые скважины с постоян-
ным дебитом и скважины, дебит которых автоматически регули-
руют для выравнивания неравномерности газопотребления.
Если регулируемыми скважинами не обеспечивается компенса-
ция изменения газопотребления, то диспетчер промысла изменя-
ет в допустимых пределах дебит базовых скважин. Следует
отметить, что все скважины и газосборные пункты связаны
392
между собой через промысловый газосборный коллектор. По-
этому изменение работы одних скважин приводит к колебаниям
давления в газосборной сети и отражается на работе других
скважин.
Давление на выходе газосборного пункта измеряется мано-
метром с пневмопреобразователем, выходной сигнал которого
поступает на автоматический регулятор. Этот регулятор выдает
корректирующий импульс на системы автоматического регулиро-
вания дебита скважин. При помощи переключателя можно
перейти на ручное управление, а при помощи ручного задатчи-
ка— дистанционно изменить задание регуляторам дебита сква-
жин.
Система автоматического регулирования дебита скважины
состоит из камерной диафрагмы, дифференциального манометра
с пневмовыходом, регулятора и регулирующего штуцера. Может
осуществляться также дистанционное регулирование с диспет-
черского пункта по системе телемеханики. Тогда дистанцион-
ный сигнал при помощи электропневмопреобразователя преоб-
разуется в пневматический сигнал и подается на регулятор
расхода.
Регулирующий штуцер состоит из мембранного пневмопри-
вода и регулирующего устройства. Под действием давления
воздуха, поступающего от автоматического регулятора, мембра-
на развивает усилие, сжимает пружину и перемещает вниз шток
с заслонкой, в результате чего изменяется проходное сечение
штуцера. Оно пропорционально значению управляющего давле-
ния, которое изменяется от 20 до 100 кПа. Регулирующий шту-
цер комплектуется также сменными вкладышами, позволяющи-
ми изменять рабочее проходное сечение ступенчато в интервале
30—8 мм.
На устье скважин в зависимости от технологической необхо-
димости и условий эксплуатации может быть предусмотрено
автоматическое отключение (закрытие) скважины при отклоне-
нии давления газа в шлейфе от допустимого значения.
Для автоматического перекрытия ствола газовой скважины
при разгерметизации устья и фонтанных труб, при увеличении
дебита скважины выше допустимого значения и при возникно-
вении пожара имеется комплекс скважинного оборудования
КПГ. Он предназначен также для эксплуатации газовых сква-
жин, в составе продукции которых содержится углекислый газ
и сероводород. Клапан-отсекатель комплекса спускается в сква-
жину при помощи спускного инструмента на тросе («канатная
техника») после выхода скважины на заданный режим эксплуа-
тации. Он фиксируется и уплотняется совместно с уравнитель-
ным клапаном и замком в посадочном ниппеле. При дебите
скважины выше заданного клапан автоматически перекрывает
ствол скважины.
493
Автоматическое управление газовым промыслом позволяет
улучшить и упорядочить эксплуатацию как отдельных объектов,
так и всей системы в целом, сократить численность обслужива-
ющего персонала и снизить затраты на добычу и подготовку
газа. Предпосылки автоматизации газовых и газоконденсатных
промыслов — непрерывность технологического процесса добычи
и газопередачи, а также отсутствие необходимости в постоян-
ном обслуживающем персонале на объектах промыслов.
13.7. Техника безопасности и противопожарные
мероприятия при эксплуатации газовых скважин
Особенности процесса добычи газа, создающие опасность для
обслуживающего персонала обусловлены:
необходимостью обслуживания оборудования (фонтанной
арматуры, сепараторов и пр.), находящегося в процессе эксплу-
атации под высоким давлением;
необходимостью работы во взрывоопасных помещениях;
выделением из газа и газоконденсата различных компонен-
тов, представляющих опасность отравления людей, а при опре-
деленных условиях и опасность взрыва и пожара;
применением вредных и ядовитых веществ (например, мета-
нол);
необходимостью проведения газоопасных работ, то есть ра-
бот в загазованной среде или при которых возможен выход газа
из газопроводов и аппаратов.
К газоопасным работам относятся ввод в эксплуатацию га-
зопроводов, аппаратов и т. п.; присоединение вновь смонтирован-
ных газопроводов к действующим — наружным и находящимся
в помещениях («врезка под газом»); ремонт действующих газо-
проводов (без отключения их от газа); осмотр и проветривание
колодцев; продувка газопроводов и скважин; ввод в газопровод
метанола для удаления гидратов и др.
Для исключения опасных моментов обустройство объектов
осуществляется со всеми требованиями техники безопасности,
противопожарной техники, санитарных норм, строительных норм
и правил. Территория объектов, участков и площадок вокруг
скважин должна содержаться в чистоте и порядке. Загрязнен-
ность территории конденсатом, глинистым раствором, затопле-
ние сточными водами, захламленность и загроможденность
различным оборудованием и материалами являются наруше-
ниями требований безопасности и могут приводить к несчастным
случаям. Заброшенные колодцы должны быть засыпаны. Все
резервуары и амбары должны быть ограждены или перекрыты.
Дороги, переходы должны всегда находиться в исправности.
Сепараторы, установленные вне помещения, должны освещать-
ся прожекторами или светильниками в взрывозащищенном ис-
304
полнении, а вне взрывоопасной зоны допускается применение
светильников в пыленепроницаемом исполнении. Во взрывоопас-
ных помещениях должны предусматриваться мероприятия по
предотвращению влияния газов на работающих, исключению
возможности образования взрывоопасных смесей газа с возду-
хом и появлению источников пламени, искр.
В помещениях, где возможно выделение газа, запрещается
хранение смазочных масел, обтирочных и других горючих мате-
риалов.
Для курения должны быть выделены специальные места.
Содержание газов в воздухе определяют с помощью газоана-
лизаторов и индикаторов типов МБ-2, ВЗГ, СГГ-2 и др.
При эксплуатации газовой скважины нужно следить за меж-
колонными давлениями газа. Если в процессе эксплуатации дав-
ление в кольце начнет повышаться, что указывает на нарушение
герметичности колонны, то скважину надо немедленно заглу-
шить и принять меры к ремонту колонны.
Метанол (метиловый спирт), применяемый для борьбы с
гидратообразованием, является сильным ядом. Он действует
преимущественно на нервную и сосудистую системы, поражает
слизистые оболочки дыхательных путей. Особенно сильно он
действует на зрительный нерв и сетчатку глаза. Отравление
метанолом возможно не только при попадании внутрь (тяжелое
отравление, ведущее к слепоте и даже к смерти,’ вызывают 10—
15 г метанола), но и при вдыхании паров и проникновении
через кожу. Предельно допустимая концентрация метанола в
воздухе производственных помещений не более 50 мг/м3. К тому
же метанол легко воспламеняется. К работе с метанолом допус-
каются лишь лица, прошедшие инструктаж.
На емкостях с метанолом (метанольная установка, тара)
должны быть надписи «Яд», «Огнеопасно», а также знак, уста-
новленный для ядовитых веществ.
На промыслах еще применяются контрольно-измерительные
приборы с ртутным заполнением. Выделяющиеся ртутные пары
вредно влияют на человека, вызывают острое и хроническое
отравление. Пары ртути без запаха и вкуса и обнаруживаются
только аналитическим путем. Предельно допустимая концентра-
ция паров ртути в воздухе помещений 0,01 мг/м3. Разлитая
ртуть должна быть собрана, а в помещении нужно произвести
санитарную очистку.
13.8. Организация и безопасное ведение работ
при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов
Открытые и нерегулируемые фонтаны — наиболее серьезная
авария при добыче нефти и газа как с позиций техники безопас-
ности, так и охраны окружающей среды и недр. Часто они при-
395
обретают характер стихийных бедствий, требуют для ликвида-
ции больших материальных ресурсов и длительных сроков
Открытые фонтаны осложняют деятельность не только нефтега-
зодобывающих предприятий, но и прилегающий к району аварии
объектов промышленности, транспорта, населенных пунктов.
Например, прорывы газа по подпочвенным отложениям приво-
дят к загазованности территории, создают угрозу взрывов. Ча-
сто открытые фонтаны сопровождаются пожарами.
Открытые фонтаны в большинстве случаев были вызваны
трубым нарушением технологии ведения работ на скважинах.
Радикальным методом борьбы является предупреждение нефте-
газопроявлений, выбросов и предотвращение перехода их в от-
крытый фонтан. Основная причина нефтегазопроявлений—
снижение противодавления на пласт, создаваемого жидкостью
при бурении, перфорации или ремонте скважины. Ликвидация
газонефтепроявлений проводится вымывом на поверхность по-
ступивших пластовых флюидов или задавкой их обратно в пласт
через скважину. В обоих случаях скважина заполняется промы-
вочной жидкостью, плотность которой обеспечивает необходимое
превышение забойного давления над пластовым.
Рабочие должны быть предварительно проинструктированы
и практически обучены необходимым мерам на случай внезап-
ного выброса и газонефтепроявлений из скважины. Между чле-
нами бригады должны быть распределены обязанности на слу-
чай внезапного выброса. Аварийное расписание обязанностей
членов бригады должно быть вывешено на видном месте. Для
овладения практикой работ по ликвидации угроз открытого
фонтанирования необходимо организовать обучение бригад,
проводить ежемесячные учебные тревоги по ликвидации имити-
руемых проявлений.
В случае возникновения открытого фонтана бригада обязана
немедленно:
прекратить все работы в загазованной зоне и вывести из нее
людей;
остановить двигатели внутреннего сгорания;
отключить силовые и осветительные электролинии;
потушить технические и бытовые топки вблизи скважины; за-
претить курение, производство всех огневых работ; закрыть
движение на прилегающих дорогах, выставив запрещающие
знаки или посты охранения;
принять необходимые меры к отключению всех соседних про-
изводственных объектов (трансформаторные будки, станки-ка-
чалки, газораспределительные пункты и др.), которые могут
оказаться в загазованной зоне;
сообщить о случившемся и принятых первичных мерах руко-
водству предприятия и вызвать на скважину подразделение
военизированной службы по предупреждению возникновения и
396
по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов, пожар-
ную охрану и скорую медицинскую помощь.
Для организации и оперативного управления работами по
ликвидации открытого фонтана приказом создается штаб и наз-
начается ответственный руководитель. К работе у открыто фон-
танирующей скважины могут быть допущены только специально
подготовленные работники. Перед выполнением каждого вида
работ на устье скважины проводится инструктаж, о чем дела-
ется запись в журнале учета проведения инструктажа. Работы
по ликвидации фонтана выполняются по утвержденному плану.
Перед началом работ проводится анализ воздушной среды
на наличие взрывоопасных и ядовитых газов (сероводород,
углекислый газ). Вокруг открыто фонтанирующей скважины
должны быть устроены канавы для стока нефти, промывочной
жидкости и воды, амбар для приема нефти, установлены насосы
и проложены трубы для перекачки нефти в закрытую емкость.
Существует ряд методов глушения открытых фонтанов. Вы-
бор метода зависит от многих причин, в том числе от состояния
устьевого оборудования, соотношения газа и нефти в смеси, си-
лы струи фонтанирующего потока. При возможности устанавли-
вают запорную арматуру и закачивают в скважину глинистый
раствор. В практике получила распространение ликвидация
открытых фонтанов при помощи насыщения газа жидкостью, а
затем закачка глинистого раствора. Открытые фонтаны ликви-
дируют также отводом газа из продуктивного пласта через
наклонные скважины, заводнением газового или нефтяного пла-
ста. В настоящее время распространение получил метод ликви-
дации фонтанов с помощью подземных ядерных взрывов. Для
этого в специально пробуренную скважину вводят контейнер с
ядерным зарядом, перекрывают ее ствол и осуществляют взрыв.
От мощного взрыва происходит обвал пород, разрушение ава-
рийного ствола и образование пробки, препятствующей выходу
потока газа на поверхность земли.
Фонтаны нередко сопровождаются пожарами, образованием
кратера вокруг устья, падением оборудования в кратер. Пламя
отрывают от струи газа водой, турбореактивной установкой, за-
рядами взрывчатых веществ. Если срезать устьевое оборудова-
ние механическими и гидравлическими приспособлениями не
удается, то используют артиллерийские орудия и заряды взрыв-
чатых веществ.
После ликвидации открытого фонтана территорию очищают.
Контрольные вопросы
1. Расскажите об особенностях конструкции и оборудования газовых
скважин.
2. Охарактеризуйте состав и назначение резьбовых смазок.
397
3. Как определяют диаметр фонтанных труб для газовых скважин?
4. Как установить технологический режим работы газовой скважины?
5. Охарактеризуйте методы борьбы с гидратообразованием /при добыче
газа.
6. Как определить расход притекающей и объем накопившейся в газо-
вой скважине воды?
7. Расскажите о методах эксплуатации обводняющихся газовых скважин.
ГЛАВА 14
ОДНОВРЕМЕННАЯ РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ
14.1. Целесообразность применения раздельной
эксплуатации нескольких пластов одной скважиной
Большинство нефтяных месторождений — многопластовые.
Для сокращения сроков разработки многопластового месторож-
дения, уменьшения затрат на строительство скважин и обустрой-
ство нефтедобывающих промыслов часто несколько пластов
объединяют в единый эксплуатационный объект. Однако, при
одинаковых значениях забойных давлений это может приводить
к неравномерной выработке отдельных пластов, уменьшению
степени извлечения нефти из них.
Совершенствование системы разработки многопластовых ме-
сторождений и снижение капитальных вложений в этом случае
обеспечивается применением одновременной раздельной эксплу-
атации отдельных пластов одной скважиной (ОРЭ). Сущность
ОРЭ состоит в том, что все продуктивные пласты или основные
из них разбуривают одной сеткой скважин, которые оснащают
специальным оборудованием, обеспечивающим одновременное
извлечение нефти и газа из каждого пласта на поверхность в
заданном технологическом режиме.
Применение ОРЭ позволяет снизить металлоемкость нефте-
промыслового оборудования, себестоимость добычи нефти и га-
за, сократить время разработки многопластового месторожде-
ния, повысить нефтегазоконденсатоотдачу пластов.
14.2. Принципиальные схемы и оборудование
для одновременно-раздельной эксплуатации
Первые схемы ОРЭ нескольких пластов предполагали ис-
пользование многорядных скважин. При этом в один пробурен-
ный ствол большого диаметра спускались и цементировались
две или три эксплуатационные колонны малого диаметра, каж-
дая из которых перфорировалась в интервале соответствующего
398
разрабатываемого пласта. Однако такая схема удобна только
при эксплуатации пластов фонтанным способом, а при механи-
зированных способах добычи нефти возникают осложнения, свя-
занные с установкой и размещением подземного и наземного
оборудования, проведением ремонтных работ и др.
В настоящее время эксплуатация нескольких пластов осу-
ществляется через один ствол скважины с помощью специаль-
ного оборудования, основной элемент которого — пакер, отде-
ляющий пласты друг от друга и обеспечивающий возможность
эксплуатации каждого из них в соответствии с заданным
технологическим режимом. Наиболее распространена одновре-
менно-раздельная эксплуатация двух пластов. Схемы такой эк-
сплуатации по назначению классифицируются на: одновременно-
раздельный отбор жидкости из двух пластов одной скважиной;
одновременно-раздельное нагнетание рабочего агента (воды,
газа и др.) в два пласта через одну скважину; отбор продукции
из одного пласта при одновременном нагнетании рабочего аген-
та в другой.
Раздельно эксплуатируют пласты следующими способами:
I) оба пласта фонтанным; 2) один пласт фонтанным, а другой —
механизированным; 3) оба пласта механизированным. Каждый
вариант может реализоваться различными конструкциями на-
земного и подземного оборудования.
Для краткости принято именовать ту или иную схему ОРЭ
названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем
верхнего пласта. Например, схема фонтан — насос означает, что
нижний пласт эксплуатируется фонтанным способом, а верх-
ний— насосным. В соответствии с этим возможно применение
следующих комбинаций способов эксплуатации: фонтан — фон-
тан, фонтан — газлифт; газлифт — фонтан; насос — фонтан; фон-
тан— насос; насос — газлифт; газлифт — насос; насос — насос;
газлифт — газлифт.
Каждый метод ОРЭ двух пластов в зависимости от характе-
ристики пластов и условий его применения может быть осуще-
ствлен в нескольких вариантах, различающихся между собой
конструкциями подземного и наземного оборудования. Наземное
оборудование, такое как фонтанная арматура, насосные уста-
новки и другое предназначено для герметизации устья скважин,
передачи движения и обеспечения регулирования различных
параметров. Подземное оборудование обеспечивает герметиза-
цию пластов, подъем на поверхность или закачку заданного
количества жидкости.
Серийно выпускаемое оборудование, обязательный элемент
которого — пакер, обеспечивает возможность эксплуатации
пластов по двум колоннам подъемных труб, спущенным в сква-
жину параллельно или концентрически, и по одной колонне
труб.
399
Рис. 14.1. Схема уста-
новки для раздельной
эксплуатации двух плас-
тов с двумя параллель-
ными рядами труб по
схеме фонтан — фонтан:
1 — пакер; 2 — насосно-ком-
прессорные трубы; 3,4 — ма-
логабаритные пусковые кла-
паны с принудительным от-
крытием соответственно для
первого и второго рядов
труб; 5 — тройник фонтан-
ной арматуры (для сообще-
ния с затрубным пространст-
вом); 6 — двухрядный саль-
ник; 7 — тройники для на-
правления продукции в вы-
кидные линии
/'
Для скважин с добычей неф/и по схе-
ме фонтан — фонтан выпускаются уста-
новки двух типов: с двумя параллельно
расположенными рядами насосно-ком-
прессорных труб типа УФ2П (УФЭ,
УФП, УФП2) и с концентрически распо-
ложенными рядами насосно-компрессор-
ных труб — установка УВЛГ, применяе-
мая также для внутрискважинной газ-
лифтной эксплуатации.
Установки типа УФ2П (рис. 14.1)
предназначены для эксплуатации колонн
диаметрами 116 и 168 мм с допустимыми
сочетаниями условных диаметров насос-
но-компрессорных труб первого и второ-
го рядов 48X48; 60x60; 73x48 мм. На-
земное оборудование установок состоит
из фонтанной арматуры с двумя парал-
лельными проходами в стволе и двумя
выкидами. В трубной головке фонтанной
арматуры предусмотрена возможность
установки через стволы елки обратных
клапанов, позволяющих демонтировать
фонтанную елку без глушения скважины,
а также проводить технологические опе-
рации в процессе эксплуатации и ремонта
раздельно по пластам.
Подземное оборудование состоит из
двух параллельно расположенных рядов
насосно-компрессорных труб, спускаемых
в скважину последовательно (сначала
первый ряд для эксплуатации нижнего
пласта, а затем второй — для эксплуата-
ции верхнего пласта), пакера и циркуля-
ционного клапана. Пакер и циркуляцион-
ный клапан спускают на первом ряду
труб, а посадку пакера осуществляют
уже после спуска второго ряда труб пу-
тем создания давления жидкости в нем.
Вторым видом оборудования, пред-
назначенного для раздельной эксплуатации двух пластов фон-
танным способом, являются установки с концентричным рас-
положением колонн насосно-компрессорных труб. Одна из
них предназначена для внутрискважинной газлифтной эксплуа-
тации УВЛГ, но при замене заглушки штуцером в дросселе
подземного устройства она обеспечивает раздельную фонтан-
ную эксплуатацию двух пластов. В установке ОРЭ-2ФМ про-
400
дукция двух раздельно эксплуатирующихся фонтанирующих
пластов смешивается в скважине и подается к устью по одной
колонне насосно-компрессорных труб.
Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фон-
тан— насос и насос — фонтан выпускаются установки с исполь-
зованием штангового скважинного насоса и погружного цент-
робежного электронасоса. В установках штангового типа одна
из параллельно спущенных колонн НКТ, предназначенная для
эксплуатации верхнего или нижнего пласта, берется большего
диаметра, допускающего спуск вставного насоса. Для того, что-
бы во время спуска или подъема колонны НКТ не происходило'
зацепления муфт, над ними устанавливаются конические коль-
ца. Борьба с отложениями парафина проводится по этой схеме
как обычно: в фонтанной колонне — малогабаритными скребка-
ми, а в насосной скважине — с помощью установки на штангах
пластинчатых скребков и штанговращателя.
Раздельная эксплуатация скважин, при которой один пласт
фонтанирует, а второй эксплуатируется погружным центробеж-
ным электронасосом осуществляется также по схемам фонтан —
насос и насос — фонтан, но подземное оборудование при этом
несколько сложнее. Так, в установках, работающих по схеме
фонтан — насос, используют обводной канал-трубу, проходящую
параллельно насосному агрегату. Подземное оборудование
спускается в скважину на НКТ и подвешивается в эксплуатаци-
онной колонне на специальном плашечном трубном якоре, в
котором предусмотрен проход для электрокабеля. На устье
устанавливается обычная фонтанная арматура и станция управ-
ления с автотрансформатором. Разобщающий пакер не имеет
постоянного соединения с электронасосным агрегатом и устанав-
ливается между эксплуатируемыми пластами заранее, до спус-
ка оборудования с центробежным электронасосом. Внизу паке-
ра расположен обратный шаровой клапан. При извлечении из
скважины оборудования, работающего по схеме фонтан — насос,
шаровой клапан отключает нижний фонтанирующий пласт. Для
извлечения из скважины оборудования, работающего по схеме
насос — фонтан необходимо предварительно заглушить верхний
фонтанный пласт.
Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме
насос — насос используются штанговые установки типа УГР на
месторождениях с низким газовым фактором нижнего
пласта, УНР — с резко отличающимися давлениями пластов
и УГРП — с раздельной транспортировкой продукции каждого
пласта.
Установка УГР (рис. 14.2) состоит из наземного и подземно-
го оборудования. Наземное оборудование включает в себя обо-
рудование устья и станок-качалку, применяемые при обычной
Добыче нефти скважинными штанговыми насосами из одного
26—1020
401
Рис. 14.2. Установки для ОРЭ двух пластов скважинами, оборудованными
штанговыми скважинными насосами:
а — УГР невставиого исполнения; б —УГР вставного исполнения; в —1УНР вставного
исполнения- г—1УНР невставного исполнения; / — оборудование устья; 2 — станок-ка-
чалка; 3 — 'верхний насос; 4 — опора; 5 — нижний насос; 6 — пакер; 7 — автосцеп; 8 —
автоматический переключатель пластов
пласта. Подземное оборудование выпускается в невставном
(рис. 14.2, а) и вставном (рис. 14.2, б) исполнениях и включает
в себя разобщающий пакер, нижний насос обычного типа НСВ1
с замковой опорой или НСН2. Насос для эксплуатации верхнего
пласта — специальный, имеющий неподвижный плунжер п под-
вижный цилиндр. Работа верхнего и нижнего насосов синхронна.
Возвратно-поступательное движение от станка-качалки переда-
ется через колонну насосных штанг цилиндру верхнего насоса,
а затем через специальную штангу — нижней колонне штанг и
плунжеру нижнего насоса.
Жидкость, подаваемая нижним насосом, проходит через про-
дельный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает
в подъемные трубы над верхним насосом. Жидкость, откачивае-
мая верхним насосом, через полый шток, всасывающий и нагне-
тательный клапаны поступает в колонну подъемных труб, где
смешивается с жидкостью из нижнего пласта.
В установке невставного исполнения колонна насосных
штанг соединяется с цилиндром верхнего насоса при помощи
автосцепа, который позволяет использовать с колонной подъем-
ных труб меньшего диаметра насос большего размера и обеспе-
чивает форсированный отбор жидкости из пластов.
В установке типа 1УНР (рис. 14.2, в, г), включающей ста-
нок-качалку, оборудование устья, специальный штанговый насос
вставного или невставного исполнения, автоматический пере-
ключатель пластов и пакер, при ходе плунжера вверх происхо-
дит заполнение цилиндра насоса сначала жидкостью пласта с
меньшим давлением, а затем (после прохождения плунжером
отверстия на боковой поверхности цилиндра) —жидкостью пла-
ста с высоким давлением. При ходе плунжера вниз жидкость
обоих пластов нагнетается в насосно-компрессорные трубы.
Поступление жидкости из верхнего и нижнего пластов, разоб-
щенных пакером, на прием насоса через канал б (см. рис.
14.2, в, г) и на боковой поверхности через отверстие а регулиру-
ется с помощью переключателя пластов.
При закачке воды в пласты применяется в основном одно-
канальная система с распределением расходов по пластам при
помощи скважинных регуляторов или дросселей. Применение
двухканальной системы для обеспечения различных давлений
нагнетания в пласте требует прокладки двух водоводов от ку-
стовой насосной станции или дросселирования давления путем
пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредст-
венно на устье скважины.
Однако первый вариант такой закачки сопряжен с увеличе-
нием металлоемкости системы, а второй — с потерей значи-
тельной части энергии на устье скважины.
Промышленность выпускает установки одновременно-раз-
дельной эксплуатации УВКС-2Р, УВГК-2Р и УВК-2СР, которые
26*
403
используются для нагнетания в пласты морской, речной, сточ-
ной и пластовых вод.
Скважинное оборудование установок состоит из якоря, пре-
пятствующего перемещению колонны труб, двух пакеров, рас-
положенных соответственно над верхним и между верхним и
нижним пластами, двух скважинных регуляторов и клапана.
Объем нагнетания в каждый пласт регулируется в них скважин-
ными регуляторами, настроенными на заданный режим, поддер-
живаемый ими автоматически, независимо от колебаний давле-
ния в трубопроводе и изменения приемистости пласта. Промыв-
ка скважин осуществляется через клапан при освобожденных
пакерах.
Сущность раздельной эксплуатации двух газовых пластов од-
ной скважиной состоит в том, что пласты, разобщенные в обсад-
ной колонне с помощью пакера, эксплуатируются по отдельным
каналам. При этом их продукция не смешивается. Пласты вы-
бирают с таким расчетом, чтобы они были разделены непрони-
цаемыми породами достаточной толщины и характеризовались
отсутствием перетока газа между ними.
14.3. Особенности эксплуатации скважин,
оборудованных установками ОРЭ
Для достижения наибольшей эффективности ОРЭ важно
выявить фонд скважин, соответствующий функциональным зада-
чам раздельной эксплуатации пластов и техническим условиям
применяемого оборудования.
Скважины, выбираемые для перевода на ОРЭ, должны удов-
летворять следующим требованиям:
по условиям регулирования разработки месторождения, его ;
участков или блоков необходима раздельная эксплуатация двух
пластов (добыча, закачка, закачка-добыча);
расстояние между разобщаемыми пластами достаточно для
установки пакера (не менее 3 м);
пропластки, разделяющие разобщаемые пласты, представле-
ны непроницаемыми породами с отсутствием литологических
«окон», трещин и др.;
отсутствуют перетоки за эксплуатационной колонной и це-
ментным камнем;
плановые дебиты по отдельным пластам соответствуют тех-
ническим возможностям выпускаемого оборудования;
эксплуатационная колонна герметична и позволяет спустить
в скважину подземное оборудование для ОРЭ.
В скважинах, переводимых на ОРЭ, проводятся геофизиче-
ские и гидродинамические исследования, а также комплекс под-
готовительных работ: извлечение ранее установленного под-
земного оборудования; проведение (при необходимости) меро-
404
приятий по увеличению продуктивности скважины, приобщению
вышележащих горизонтов; шаблонирование эксплуатационной
колонны и исправление обнаруженных дефектов; промывка сква-
жины.
Каждый метод ОРЭ, в зависимости от условий применения
может быть осуществлен в нескольких разновидностях, которые
отличаются друг от друга:
полнотой технологических операций, осуществляемых без
извлечения подземного оборудования, включая различные спо-
собы обработки забоя и призабойной зоны пластов, изоляции
обводненных участков, вскрытия новых нефтеносных интервалов
и др.;
полнотой контроля и регулирования работы пластов;
типами применяемого подземного и наземного оборудова-
ния— пакеров, контрольно-регулирующей аппаратуры, устье-
вой арматуры и др.
Все применяемые схемы и конструкции оборудования ОРЭ
сложны и трудоемки в монтаже и эксплуатации, конструкция
пакеров не всегда обеспечивает надежное разобщение нефтяных
горизонтов, а посадка и освобождение их связаны с трудоемки-
ми и опасными работами. Особенно затрудняется эксплуатация
таких скважин при наличии парафина и коррозионной среды.
Эксплуатация разобщаемых пластов осуществляется, как
правило, по двум параллельным колоннам насосно-компрессор-
ных труб или по двум концентрично расположенным колоннам
труб.
Применение двух параллельных колонн насосно-компрессор-
ных труб позволяет добывать продукцию отдельных пластов без
смешения, контролировать и регулировать их работу обычными
способами, а также вести борьбу с отложением парафина пу-
тем покрытия внутренней поверхности труб стеклом, эмалью,
смолой или использования скребков. Спуск колонн труб в сква-
жину проводится поочередно, но и при этом возможно их пере-
плетение, возникновение дополнительных нагрузок. Для свобод-
ного спуска двух рядов труб в скважину у всех муфт снимают
фаски на верхних торцах или на нижний конец каждой спускае-
мой трубы надевают специальное направляющее кольцо. Это
предупреждает возможность задевания муфтовых соединений.
Каждая колонна труб спускается в скважину самостоятельно:
сначала предназначенная для эксплуатации нижнего пласта —
с пакером и циркуляционным клапаном, а затем после посадки
и опрессовки пакера — более короткая колонна труб для верх-
него пласта.
При использовании параллельных колонн насосно-компрес-
сорных труб особую трудность представляет размещение двух
комплектов устьевого оборудования (фонтанная арматура, стан-
ки-качалки и др.).
405
Для нормальной работы около устья скважины рабочее ме-
сто должно быть соответственно оборудовано, не загромождено
отводами выкидных линий, вентилями и другими устройствами.
Дистанционные блоки и цепи, соединенные с сальниковым што-
ком соседних скважин должны быть обязательно ограждены
съемными металлическими кожухами. Рабочие площадки долж-
ны иметь сборно-разборный настил.
Эксплуатация пластов по концентричным колоннам труб и
затрубному пространству применяется реже ввиду сложности
борьбы с отложением парафина в кольцевом пространстве. При
имеющихся малых зазорах очистка этого канала от парафина
возможна только с применением химических или термических
способов: периодических промывок специальными растворите-
лями или горячей нефтью. Другой существенной причиной, огра-
ничивающей применение ОРЭ по концентричным колоннам труб,
является сложность проведения глубинных исследований пла-
ста, продукция которого добывается по кольцевому простран-
ству.
Наиболее распространена эксплуатация двух пластов по од-
ной колонне насосно-компрессорных труб. При этом пласты
разделяются пакером, а поступление их продукции в одну
общую колонну труб регулируется скважинными (забойными)
устройствами. Такая эксплуатация обеспечивает сокращение
расхода насосно-компрессорных труб, упрощение борьбы с от-
ложением парафина, снижение трудоемкости и опасности работ.
Контрольные вопросы
1. Объясните сущность ОРЭ нескольких пластов одной скважиной.
2. Назовите основные схемы ОРЭ.
3. Приведите примеры оборудования для ОРЭ двух пластов,
4. Какие требования предъявляются к скважинам, переводимым на
ОРЭ?
ГЛАВА 15
МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН
Основная причина низкой продуктивности скважин наряду
с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной
перфорацией —снижение проницаемости призабойной зоны
пласта.
Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг
ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздей-
ствию различных процессов, сопровождающих строительство
скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих
первоначальное равновесное механическое и физико-химическое
состояние пласта.
406
Само бурение вносит изменения в распределение внутрен-
них напряжений в окружающей забой породе. Снижение продук-
тивности скважин при бурении происходит также в результа-
те проникновения бурового раствора или его фильтрата в при-
забойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пласто-
вой минерализованной водой может происходить образование
нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание гли-
нистого цемента и закупоривание порового пространства,
образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемо-
сти для нефти.
Причиной низкой продуктивности скважин может быть и
некачественная перфорация вследствие применения маломощ-
ных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия
взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатиче-
ских давлений.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта проис-
ходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся наруше-
нием термобарического равновесия в пластовой системе и вы-
делением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-
смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство
коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта
отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидко-
стей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.
Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследст-
вие закупорки порового пространства пласта продуктами кор-
розии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой
воде. В результате протекания подобных процессов возрастают
сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются деби-
ты скважин и возникает необходимость в искусственном воздей-
ствии на призабойную зону пласта с целью повышения продук-
тивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с
пластом.
15.1. Назначение и классификация методов
воздействия на призабойную зону пласта
Основное назначение методов воздействия на призабойную
зону пласта нли интенсификации добычи нефти и газа состоит
в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки
поровых каналов и трещин от различного рода материалов, от-
ложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли
и др.), а также их расширения и создания новых трещин и ка-
налов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со сква-
жинами.
По характеру воздействия на призабойную зону пласта все
методы делятся на химические, механические, тепловые и комп-
лексные (физико-химические).
407
В основу химических методов положено воздействие различ-
ными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целы»
растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увели-
чения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным
методом химического воздействия на призабойную зону пласта
является солянокислотная обработка.
Механические методы воздействия направлены на нарушение
целостности горных пород за счет расширения существующих
или создания новых трещин. Их применение наиболее эффек-
тивно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной
метод механического воздействия — гидравлический разрыв пла-
ста. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация,
торпедирование, виброобработка.
Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабой-
ной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплав-
ких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщаю-
щих флюидов. Применяются на месторождениях с высоковяз-
кими нефтями, содержащими большое количество смол, пара-
финов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка
теплоносителей, паропрогрев.
Методы комплексного воздействия на призабойную зону
пласта, сочетающие в себе элементы химического, механическо-
го и теплового воздействий, применяются в сложных горно-
геологических условиях, где проявляются одновременно несколь-
ко факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта.
К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые
термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.
Кроме перечисленных методов широкое применение получи-
ла обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активны-
ми веществами, снижающими поверхностное натяжение на жид-
кой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции
на этих поверхностях.
Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на
основе комплекса исследований, направленных на изучение со-
стояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей,
а также систематического обобщения и изучения геолого-про-
мыслового материала по рассматриваемому объекту.
15.2. Химические методы воздействия
на призабойную зону пласта
Кислотные обработки скважин, составляющие основу хими-
ческих методов, нашли наиболее широкое применение вследст-
вие своей сравнительной простоты, дешевизны, доступности
реагентов и часто встречающихся благоприятных условий для
их проведения.
408
Основной компонент кислотных растворов, применяемых при
воздействии на призабойную зону пласта, — соляная кислота.
Растворами соляной кислоты обрабатываются карбонатные
породы, содержащие известняки, доломиты или терригенные кол-
лекторы, в составе которых присутствуют карбонатные цементи-
рующие вещества.
Известняк и доломит растворяются в соляной кислоте:
СаСО3+2НС1 = СаС12+СО2+Н2О,
CaM.g (СОз) г+4НС1 = СаС12+1МёС12+2СО2+2Н2О.
Хлористый кальций (СаС12) и хлористый магний (MgCl2) —
-соли, хорошо растворимые в воде-носителе кислоты, и легко
удаляются из пласта. Углекислый газ (СО2) также легко уда-
ляется из скважины, а при давлении свыше 7,6 МПа растворя-
ется в той же воде.
При обработке карбонатных пород образуются каналы раст-
ворения, которые могут глубоко проникать в продуктивный
пласт. При обработке терригенных коллекторов кислотный
раствор распределяется вокруг скважины более равномерно и
радиус обработанной зоны можно приближенно оценить по
формуле
qt = nhm(Ra2 — гс2), (15.1)
где q — темп закачки кислотного раствора, м3/с; t — время за-
качки кислотного раствора в пласт, с; h — толщина обрабаты-
ваемого пласта, м; т — эффективная пористость, доли единицы;
гс — радиус скважины, м.
Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе при-
нимается равной 10—16%.
Применение кислоты с низкой концентрацией (менее 10%)
вызывает необходимость нагнетать в пласт большое количество
воды, в результате чего может осложниться процесс освоения
скважин после кислотной обработки. Применение кислоты с вы-
сокой концентрацией (более 16%) также нежелательно, так как
это приводит к образованию в пористой среде насыщенных вы-
соковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния,
трудноизвлекаемых из пласта. Кроме того, с увеличением кон-
центрации кислоты возрастают также коррозионная активность,
эмульгирующая способность и вероятность выпадения солей в
осадок при контакте кислоты с пластовой водой, а также в ре-
зультате растворения гипса.
Объем раствора кислоты для обработки пласта обусловлен
его толщиной, химическим составом породы, пористостью и
проницаемостью пласта, а также числом предыдущих кислотных
обработок. Для первичных обработок пористых малопроницае-
мых пород расход раствора составляет 0,4—0,6 м3 на 1 м толщи-
409
ны пласта, высокопроницаемых — 0,6—I м3/м; для вторичных
обработок — соответственно 0,6—1 и 1—1,5 м3/м. При воздейст-
вии на трещиноватые породы для первичной обработки необхо-
димо 0,6—0,8 м3 раствора на 1 м толщины пласта, а для
вторичной— (1—1,5) м3.
При обработке скважин к раствору соляной кислоты добав-
ляют следующие реагенты.
1. Ингибиторы — вещества, снижающие коррозионное воздей-
ствие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор
кислоты транспортируют, перекачивают и хранят. В качестве
ингибиторов обычно используют катапин-А, реагент В-2, карбо-
золин-О, реагент И-1-А и др.
2. Интенсификаторы — поверхностно-активные вещества
(ПАВ), снижающие в 3—5 раз поверхностное натяжение на гра-
нице «нефть — нейтрализованная кислота», ускоряющие и
облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции
и отреагировавшей кислоты. К ним относятся марвелан К(0),
реагент 4411, тержитол, катапин А, катамин А и др.
3. Стабилизаторы — вещества, необходимые для удержания
в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раство-
ра соляной кислоты с железом, цементом и песчаниками, а так-
же для удаления из соляной кислоты вредной примеси — серной
кислоты и превращения ее в растворимую соль бария:
H2SO4+BaCl2 = BaSO4+2HCl.
В этом случае раствор соляной кислоты перед закачкой в
скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаС12).
Образующийся сернокислый барий (BaSO4) легко удерживается
в растворе и удаляется из пор пласта вместе с другими продук-
тами реакции.
Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли
алюминия, а с цементом и песчаником — гель кремниевой кис-
лоты, выпадающий в осадок. Для предупреждения этого явле-
ния в качестве стабилизаторов используют уксусную (СН3СООН)
и фтористоводородную или плавиковую (HF) кислоты.
Рабочий раствор кислоты готовят на промысловых базах по
приемке и хранению химических реагентов. Существует строгая
последовательность операций по приготовлению кислоты, то
есть обогащению ее необходимыми при обработке пласта ком-
понентами.
Для приготовления рабочего раствора в расчетное количест-
во воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем тех-
ническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют
хлористый барий и снова перемешивают до исчезновения его
хлопьев. Затем добавляют интенсификатор и после перемешива-
ния дают возможность раствору отстояться до полного осветле-
ния и осаждения сернокислого бария.
410
Таблица 15.1
Плотность при 15 °C, кг/м3 Массовая ДОЛЯ, % Содержание НС1 в I м3, кг Плотность прн 15 °C, кг/м3 Массовая доля, % Содержание НС1 в 1 м3, кг
1030 5,15 0,063 1105 20,97 0,232
1035 7,15 0,074 1110 21,92 0,243
1040 8,16 0,084 1115 22,85 0,255
1045 9,16 0,096 1120 23,82 0,267
1050 10,17 0,107 1125 24,78 0,279
1055 11,18 0,118 ИЗО 25,75 0,291
1060 12,19 0,129 1135 26,7 0,302
1065 13,19 0,14 1140 27,6 0,315
1070 14,17 0,153 1145 28,61 0,328
1075 15,16 0,163 1150 29,57 0,34
1080 16,15 0,174 1155 30,55 0,353
1085 17,13 0,186 1160 31,52 0,366
1090 18,11 0,197 1165 32,49 0,379
1095 19,06 0,209 1170 33,46 0,391
1100 20,01 0,220 1180 35,39 0,404
Объем концентрированной кислоты VT, необходимый для
получения объема Ур рабочего раствора заданной концентрации
(в м3), определяется по формуле
V —V Р—1000
т р Рт-Ю0О ’
где рт — плотность товарной кислоты, кг/м3; р —плотность гото-
вого рабочего раствора, кг/м3 (находят по табл. 15.1, исходя из
заданного содержания или концентрации НС1 в рабочем раст-
воре).
Зная объем концентрированной товарной кислоты, нетрудно
определить количество воды VB, необходимое при смешивании
с товарной кислотой для получения рабочего раствора заданной
концентрации:
1/в=1/р— ут.
При приготовлении рабочего раствора соляной кислоты обя-
зательно соблюдение охраны труда и техники безопасности,
которые предусматривают наличие специальной одежды, рези-
новых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необ-
ходимы при обращении с фтористоводородной кислотой (HF),
пары которой ядовиты.
Для транспортирования и нагнетания в пласт жидкостей
при кислотной обработке призабойных зон скважин использу-
ются насосные установки УНЦ1-160-500К (АзИНМАШ-ЗОА) и
АКПП-500, оснащенные трехплунжерным насосом 5НК-500 с
приводом от тягового двигателя автомобиля.
411
Установка УНЦ1-160-500К имеет цистерну объемом 6 м3
с гуммированными внутренними стенками, разделенную на два
равных отсека. Вместимость цистерны на агрегате АКПП-500
3 м3. Помимо этого агрегат АКПП-500 комплектуется кислото-
возом КП-65 с цистерной объемом 6,5 м3 для перевозки раство-
ра ингибированной соляной кислоты (концентрацией 8—21%)
и подачи ее на прием насосной установки или в другие емкости.
Для перевозки кислоты предназначены также двухсекционные
цистерны на автоприцепе ЦПК-6 объемом 6 м3.
Для обвязки насосных установок между собой и с устьем
скважины используются блоки манифольдов 1БМ-700 и
1БМ-700С. Они смонтированы на шасси автомобиля и состоят
из напорного и приемо-раздаточного коллекторов.
Различают несколько видов обработки скважин соляной
кислотой: кислотные ванны, простые кислотные обработки, обра-
ботки под давлением, кислотные обработки через гидромонитор-
ные насадки, пенокислотные обработки, газокислотные и другие.
На промыслах наиболее широко применяются первые три.
Кислотные ванны применяются в скважинах с открытым
стволом для очистки забоя и стенок от загрязняющих веществ —
цементной и глинистой корки, смолистых веществ, парафина,
продуктов коррозии и др. Для скважин, забой которых обсажен
колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не реко-
мендуют. Объем кислотного раствора принимают равным объе-
му скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала.
Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного
месторождения устанавливается опытным путем по замерам ее
концентрации в отработанном растворе. Обычно для 15—20%
концентрации кислоты оно составляет 16—24 ч. По истечении
этого срока при обратной промывке с допуском труб до забоя
скважину очищают от загрязняющих веществ и продуктов ре-
акции.
Простые кислотные обработки являются наиболее распрост-
раненным видом химического воздействия и осуществляются с
обязательной продавкой кислоты в пласт. Они предназначены
для химического воздействия на поровое пространство приза-
бойной зоны пласта и очистки его от загрязняющего материала.
Простые кислотные обработки, как правило, проводятся в
тщательно промытых и подготовленных скважинах без приме-
нения повышенных температур и давлений. При открытом забое
такая обработка выполняется только после кислотной ванны.
Перед проведением обработки в скважине проводят гидро-
динамические исследования (определяют коэффициент продук-
тивности, статический и динамический уровни, пластовое давле-
ние, параметры пласта).
Схема расположения оборудования при простой кислотной
обработке приведена на рис. 15.1. Устье скважины обвязывают
412
Рис. 15.1. Схема расположения обо-
рудования при простой кислотной
обработке:
/ — емкость с кислотой; 2 — емкость с про-
давочной жидкостью; 3 — емкость с кисло-
той иа прицепе; 4 — емкость для кислоты
на агрегате; 5 — устье скважины; 6 — на-
сосная установка для закачки кислоты
Рис. 15.2. Схема кислотной обра
ботки скважины
с насосной установкой типа УНЦ1-160-500К (АзИНМАШ-ЗОА)
и емкостями для кислоты и продавочной жидкости. В качестве
продавочной жидкости обычно применяют для нефтяных сква-
жин дегазированную нефть, для нагнетательных — воду и для
газовых — воду или газообразные агенты.
Весь процесс обработки скважины можно разделить на три
этапа: промывка скважины и заполнение ее жидкостью; закач-
ка расчетного объема солянокислотного раствора; продавка
раствора в пласт продавочной жидкостью в объеме, равном
объему насосно-компрессорных труб и ствола скважины от забоя
до кровли обрабатываемого интервала (рис. 15.2).
После продавливания кислоты в пласт скважину выдержива-
ют в течение 2 ч при пластовой температуре 15—30 °C, 1—1,5 ч
при температуре 30—60 °C, а при более высоких температурах
сразу приступают к освоению скважины, не оставляя ее на
реагирование.
413
Кислотная обработка под давлением. При простых соляно-
кислотных обработках кислота проникает преимущественно в
высокопроницаемые пропластки, увеличивая и без того хорошую
их проницаемость. Низкопроницаемые прослои остаются неох-
ваченными. Для устранения этого недостатка, обусловленного
слоистой неоднородностью пласта, применяют кислотные обра-
ботки под давлением. Для этого четко выраженные высокопро-
ницаемые пропластки перед закачкой кислоты временно изоли-
руются пакерами или блокируются высоковязкими эмульсиями
типа кислота в нефти. При последующей закачке кислотного
раствора под давлением происходит глубокое проникновение кис-
лоты в пласт и достигается более полный охват кислотным
воздействием низкопроницаемых пропластков и участков, повы-
шая, тем самым, эффективность обработки. Давление нагнета-
ния или продавки кислоты в пласт повышается в таких случаях
до 15—30 МПа.
Схема расположения оборудования при солянокислотной об-
работке под давлением аналогична приведенной выше. Сначала
на скважине проводятся подготовительные работы, включающие
удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляцию
обводнившихся интервалов, изучение продуктивного разреза
для выявления местоположения высокопроницаемых (поглоща-
ющих) интервалов.
Для предохранения обсадной колонны от воздействия высо-
кого давления у кровли вскрытого пласта на насосно-компрес-
сорных трубах устанавливают пакер с якорем, а блокирование
высокопроницаемых интервалов осуществляют нагнетанием в
них эмульсии. Наилучшие результаты получены при закачке
эмульсии с содержанием в ней соляной кислоты до 70—80%
(остальное нефть).
В зависимости от способа и времени перемешивания эмуль-
сий можно регулировать их вязкость. Объем нефтекислотной
эмульсии для закачки в высокопроницаемые пропластки уста-
навливают обычно равным 1,5—2,5 м3 на 1 м толщины пласта.
Наряду с обычными солянокислотными обработками и
обработками под давлением применяют ступенчатую или поин-
тервальную обработку. Для этого всю толщину пласта разбива-
ют на интервалы 10—20 м и поочередно, начиная с верхнего,
обрабатывают каждый интервал самостоятельно. Изоляцию
обрабатываемых участков осуществляют с помощью пакеров,
различных химических изолирующих веществ.
Для воздействия на открытые забои скважин с целью разру-
шения плотных цементных корок и других загрязнений, созда-
ния направленных каналов для последующего гидравлического
разрыва пласта, интенсификации формирования каналов раство-
рения применяют кислотно-струйные обработки или обработки
через гидромониторные насадки с каналом профиля сжатой
414
струи. Гидромонитором может
служить пескоструйный перфора-
тор с предварительной заменой
цилиндрических или конических
насадок на насадки с каналами
профиля сжатой струи, которые
обеспечивают максимальную ско-
рость выходящей струи.
При значительной толщине
пласта и низких пластовых дав-
лениях применяют пенокислотные
обработки. При этом в пласт за-
качивают аэрированный раствор
кислоты и ПАВ в виде пены. Для
получения пены к раствору кис-
лоты добавляют 0,1—0,5%. ПАВ
(ОП-7, ОП-Ю, катапин, дисолван
с воздухом (аэрируют). При таких обработках используют кис-
лотный агрегат, передвижной компрессор
обвязки оборудования устья показана на
Пенокислотная обработка имеет ряд
обычной обработкой:
кислотная пена значительно медленнее
ные породы, способствуя более глубокому проникновению актив-
ной кислоты в пласт;
кислотная пена обладает меньшей плотностью (400—
800 кг/м3) и большей вязкостью чем обычная кислота, что поз-
воляет повысить охват воздействием по толщине пласта;
присутствие ПАВ и сжатого воздуха в кислоте способствует
улучшению условий притока нефти (снижается поверхностное
натяжение на границе отработанный раствор — нефть) и значи-
тельно облегчается освоение скважины (при понижении давле-
ния после обработки сжатый воздух увеличивается в объеме).
Для кислотных обработок скважин, вскрывших терригенные
коллекторы, состоящие преимущественно из силикатных веществ
(кварца) и каолинов, применяют смесь соляной и
дородной (плавиковой) кислот, которую называют
той.
При взаимодействии плавиковой кислоты (HF)
протекает следующая реакция:
Рис. 15.3. Схема расположения
оборудования при пенокислотиой
обработке скважины:
/ — компрессор; 2 — обратный клапан;
3 — аэратор; 4 —насосная установка
для закачки кислоты; 5 — арматура
устья скважины
и другие) и перемешивают
и аэратор. Схема
рис. 15.3.
преимуществ перед
растворяет карбонат-
фтористово-
глинокисло-
с кварцем
SiO2+4HF = 2H2O+SiF4.
Образовавшийся фтористый кремний (SiF4) далее взаимодей-
ствует с водой
3SiF44-4H2O = Si(OH)4+2H2SiF6.
415
Кремнистоводородная кислота H2SiF6 остается в растворе,
а гидроксид кремния Si(OH)4 по мере снижения кислотности
раствора может образовать студнеподобный гель, закупориваю-
щий поры пласта. Поэтому, для удержания кремниевой кислоты
в растворе, фтористая кислота применяется только в смеси с со-
ляной. Рабочий раствор кислоты для воздействия на терриген-
ные коллекторы обычно содержит 8—10% соляной кислоты и
3—5% фтористоводородной. Фтористоводородная кислота раст-
воряет алюмосиликаты:
H4Al2Si2O9+14HF = 2AlF3+2SiF4+9H2O.
Образующийся фтористый алюминий A1F3 остается в раство-
ре, а фтористый кремний SiF4 далее взаимодействует с водой,
образуя кремниевую кислоту.
Взаимодействие HF с кварцем протекает чрезвычайно мед-
ленно, а с алюмосиликатами H4Al2Si2O9 происходит быстро, но
медленнее, чем взаимодействие НС1 с карбонатами. Поэтому
обработка терригенных коллекторов смесью соляной и фтористо-
водородной кислот целесообразна как для удаления карбонат-
ных цементирующих веществ, так и для растворения глинистого
материала.
Для приготовления раствора применяют техническую плави-
ковую кислоту с содержанием HF не менее 10%.
Пары фтористоводородной кислоты ядовиты и обращение с
ней требует особых мер предосторожности. Кроме того, она
дорогостоящая. Последнее время широкое применение находит
порошкообразное вещество бифторид-фторид аммония
NH4FHF+NH4F, который менее опасен в обращении, сравни-
тельно дешев, хотя также требует мер защиты. Порошок бифто-
рид-фторид аммония при растворении его в растворе соляной
кислоты частично ее нейтрализует. Поэтому для приготовления
глинокислоты используется раствор соляной кислоты повышен-
ной концентрации. Реакция протекает по схеме
NH4FHF+HC1 = 2HF+NH4C1;
nh4f+hci=HF+NH4C1.
Для получения глинокислоты, содержащей 4% HF и 8%
НС1, необходимо иметь исходную концентрацию НС1 13%, и в
1 м3 такой кислоты растворить 71 кг товарного бифторид-фторид
аммония.
Расход глинокислоты устанавливают равным 0,3—0,4 м3 на
1 м толщины пласта, а для трещиноватых пород — 0,75—1 м3.
Наряду с соляной и плавиковой для обработок скважин мо-
гут применяться также уксусная, серная, фосфорная и другие
кислоты.
416
15.3. Механические методы воздействия
на призабойную зону пласта
Из группы механических методов воздействия на призабой-
ную зону пласта наиболее представителен гидравлический раз-
рыв пласта (ГРП).
Сущность ГРП состоит в нагнетании в скважину жидкости
под высоким давлением, в результате чего в призабойной зо-
не пласта раскрываются существующие трещины или образу-
ются новые. Для предупреждения смыкания этих трещин (после
снятия давления) в них вместе с жидкостью закачивается круп-
нозернистый песок (расклинивающий агент). В результате
увеличивается проницаемость пород призабойной зоны пласта,
а вся система трещин связывает скважину с удаленными от за-
боя продуктивными частями пласта. Радиус трещин может
достигать нескольких десятков метров.
Дебиты скважин после гидроразрыва увеличиваются в десят-
ки раз, что свидетельствует о значительном снижении гидравли-
ческих сопротивлений в призабойной зоне пласта и интенсифи-
кации притока жидкости из высокопродуктивных зон, удален-
ных от ствола скважины.
Механизм образования трещин при разрыве пласта фильт-
рующейся жидкостью следующий. Под давлением, создаваемым
в скважине насосными агрегатами, хорошо фильтрующаяся
жидкость разрыва проникает в первую очередь в зоны с наи-
большей проницаемостью. При этом между пропластками по
вертикали создается разность давлений, так как в более про-
ницаемых пропластках давление выше, чем в малопроницаемых
или практически непроницаемых. В результате на кровлю и
подошву проницаемого пласта начинают действовать разрываю-
щие силы, вышележащие породы подвергаются деформации, а
на границах пропластков образуются горизонтальные трещины.
При закачке нефильтрующейся жидкости механизм разрыва
пласта аналогичен механизму разрыва толстостенных сосудов
и для этого требуются более высокие давления, а образующиеся
трещины имеют, как правило, вертикальную или близкую к ней
ориентацию.
Давление, при котором создаются трещины, определяется
многими факторами: горным давлением, пластовым давлением,
характеристиками пород, наличием трещин и др. Поэтому дав-
ление разрыва даже в пределах одного пласта неодинаково и
может изменяться в широких пределах. Практикой подтвержде-
но, что в большинстве случаев давление разрыва на забое сква-
жины ниже горного давления и составляет /?р=(1,5—2,5) X
Х10-2# (где /?р — давление разрыва, МПа; Н— глубина сква-
жины, м). С. А. Христианович и Ю. П. Желтов объясняют это
наличием в продуктивных пластах микро- и макротрещин, а
27—1020
417
Рис. 15.4. Схема проведения гидравлического разрыва пласта:
а —установка пакера; б —создание трещин; в — закрепление трещин; 1 — эксплуатации
онная колонна; 2 —колонна насосно-компрессорных труб; 3— продуктивный пласт; 4«—
пакер
также пластическими деформациями глин и глинистых пластов,
встреченных в разрезе при бурении и выдавленных в ствол
скважины под действием силы тяжести вышележащих пород.
Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из сле-
дующих последовательно проводимых операций (рис. 15.4):
установка пакера с целью герметизации затрубного простран-
ства и закачка в пласт жидкости разрыва для образования и
расширения трещин; закачка жидкости-носителя с песком, пред-
назначенным для закрепления трещин или сохранения их рас-
крытого состояния; закачка продавочной жидкости для вытес-
нения песка в трещины пласта из насосно-компрессорных труб
и ствола скважины.
Общие требования ко всем трем жидкостям, называемым ра-
бочими, следующие:
рабочие жидкости не должны уменьшать ни абсолютную, ни
фазовую проницаемости породы пласта, поэтому при ГРП в до-
бывающих скважинах применяют жидкости на углеводородной
основе, а в водонагнетательных — на водной;
свойства рабочих жидкостей должны обеспечивать наиболее
полное удаление их из созданных трещин и порового простран-
ства пород, они должны быть взаиморастворимы с пластовыми
флюидами;
вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной в
пластовых условиях в течение времени проведения ГРП.
418
Рабочая жидкость, при закачивании которой в пласт созда-
ется давление, достаточное для нарушения целостности пород,
называется жидкостью разрыва. В зависимости от проницаемо-
сти пород оптимальная вязкость жидкости разрыва составляет
50—500 мПа-с, а иногда она достигает 1000—2000 мПа-с.
В качестве жидкости разрыва используют сырые дегазированные
нефти; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислот-
ные эмульсии (гидрофобные), водонефтяные эмульсии (гидро-
фильные), кислотно-керосиновые эмульсии. Эмульсии приготав-
ливаются путем механического перемешивания компонентов с
введением необходимых химических реагентов, например поверх-
ностно-активных веществ. В нагнетательных скважинах в каче-
стве жидкости разрыва используют чистую или загущенную
воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмаль-
ную основу, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ),
карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ).
Рабочая жидкость, используемая для транспортирования пес-
ка с поверхности до трещин и для их заполнения, называется
жидкостью-песконосителем. Она должна быть слабофильтрую-
щейся и иметь высокую пескоудерживающую способность. Спо-
собность жидкости удерживать песок во взвешенном состоянии
находится в прямой зависимости от ее вязкости. Повышение
вязкости жидкости-песконосителя также достигается добавле-
нием в них загустителей. Для углеводородных жидкостей (дега-
зированная нефть, дизтопливо и др.) загустителями служат соли
органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соеди-
нения нефтей (например, нефтяной гудрон и другие отходы
нефтепереработки). Часто в качестве жидкости-песконосителя
применяются те же жидкости, что и для разрыва пласта. В на-
стоящее время большая часть операций гидравлического разры-
ва пласта осуществляется с использованием жидкостей на
водной основе. Это обосновано дешевизной воды, повсеместным
ее наличием, присущим ей свойствам хорошего растворителя
различных добавок, облагораживающих рабочие жидкости.
Продавочная жидкость предназначена для вытеснения жид-
кости-песконосителя из насосно-компрессорных труб, по которым
осуществляется процесс ГРП. Ее объем определяется объемом
насосно-компрессорных труб и ствола скважины в интервале
вскрытого продуктивного разреза. В качестве продавочной
жидкости используется практически любая недорогая жидкость,
обладающая минимальной вязкостью для уменьшения потерь
напора и имеющаяся в достаточном количестве (чаще всего
обычная вода).
Песок предназначен для заполнения образовавшихся при
ГРП трещин с целью предупреждения их смыкания после умень-
шения давления ниже давления разрыва. Поэтому песок должен
иметь достаточную механическую прочность и сохранять высо-
27
419
кую проницаемость. Этим требованиям удовлетворяет хорошо
окатанный однородный кварцевый песок. Для ГРП применяют
песок размером от 0,25 до 1,6 мм. Учитывая высокую плотность
песка (2650 кг/м3) и недостаточную прочность на смятие, в ми-
ровой практике ГРП в последнее время, особенно за рубежом,
находят применение стеклянные шарики, зерна агломерирован-
ного боксита соответствующего размера, а также молотая
скорлупа грецкого ореха.
Эффективность ГРП определяется раскрытостью и протяжен-
ностью созданных трещин: чем они больше, тем выше эффектив-
ность обработки. Для создания таких трещин в скважину за-
качивают от 4 до 20 т песка, причем первые порции (30—40%)
рекомендуется составлять из мелкозернистого песка (фракции
0,15—0,5 мм) с последующим переходом на более крупные
фракции. Концентрация песка в жидкости-носителе зависит от
фильтруемости и удерживающей способности жидкости и изме-
няется в пределах 40—600 кг на 1 м3 жидкости.
Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкрет-
ных условий. Для плотных пород рекомендуются следующие
объемы: 4—6 м3 на 10 м толщины пласта, если вскрытая пер-
форацией толщина пласта не более 20 м. Если вскрытая толщи-
на больше 20 м, то на каждые ее 10 м количество жидкости раз-
рыва увеличивается на 1—2 м3. Если породы слабосцементиро-
ванные, рыхлые, то количество жидкости разрыва увеличивает-
ся в 1,5—2 раза по сравнению с объемом для плотных пород.
Объем жидкости-песконосителя
Кж.п=Qn/C,
где Qn — количество закачиваемого при ГРП песка, кг; С —
концентрация песка в жидкости-песконосителе, кг/м3, С=400/о
(здесь v — скорость падения зерен песка в жидкости-песконоси-
теле (в м/ч), определяемая опытным путем).
При выборе скважины для проведения ГРП необходимо учи-
тывать качество цементного кольца в намеченном интервале
разрыва, расстояние от водонефтяного контакта или водоносных
горизонтов, состояние забоя эксплуатационной колонны и устья
скважины.
До проведения ГРП скважину исследуют: определяют де-
бит, забойное и пластовое давления, коэффициент продуктив-
ности, а для нагнетательных — приемистости. Забой скважины
промывают растворителями, водой или водными растворами
ПАВ. Иногда в намеченном для создания трещины интервале
пласта предварительно проводят гидропескоструйную перфора-
цию.
После промывки, очистки и шаблонирования ствола сква-
жины, в нее спускают колонну равнопрочных насосно-компрес-
сорных труб, по которым в пласт закачивают рабочие жидкос-
420
Рис. 15.6. Гидропескоструйный пер-
форатор:
1 — сопло; 2, 3» 4 — ствол; 5 — шаровой
клапан; 6 — корпус; 7 — наконечник
Рис. 15.5. Схема расположения обо-
рудования при ГРП:
1 — устье скважины; 2 —насосные установ-
ки; 3 — пескосмеснтельный агрегат; 4—
вспомогательные насосные установки; 5 —
емкости для жидкостн-песконосителя; 6 —
емкости для жидкости разрыва и прода-
вочной жидкости
ти. Для предохранения обсадной (эксплуатационной) колон-
ны от воздействия высокого давления над разрываемым
пластом устанавливают пакер, разобщающий фильтровую зону
ствола скважины от его вышестоящей части. Осевая нагрузка
при ГРП воспринимается пакером и передается на якорь, удер-
живающий пакер и колонну насосно-компрессорных труб от
перемещения вверх.
В зависимости от технологии ГРП ниже перфорационных
отверстий может быть установлен и второй пакер.
После спуска труб с пакером и якорем устье скважины
оборудуют специальной головкой, к которой подключают на-
сосные установки для нагнетания в пласт рабочих жидкостей
и закрепляющего материала (рис. 15.5).
Для нагнетания жидкостей разрыва применяется насосная
установка УН1-630-700А (4АН-700), которая используется так-
же при гидропескоструйной перфорации и других продавоч-
но-промывочных работах. Установка оснащена трехплунжерным
насосом 4Р-700, укомплектованным сменными плунжерами ди-
аметром 100 и 120 мм.
421
Пескосмесительный агрегат 4ПА и установка УСП-50 слу-
жат для транспортирования песка, приготовления песчано-жид-
костной смеси и подачи ее на прием насосных установок УН1-
-630-700А. Вместимость бункера пескосмесительных установок
составляет 9 т песка.
Для транспортирования жидкостей разрыва и подачи их на
прием передвижных установок предназначены автоцистерны
АЦН-11-257 (вместимостью 11 м3), АЦН-75-5334 (7,5 м3),
Цр-7АП и Цр-7АПС (6 м3).
Для обвязки насосных установок между собой и с устье-
вым оборудованием при нагнетании рабочих жидкостей в сква-
жину используются блоки манифольдов 1БМ-700, которые мон-
тируются на шасси автомобиля и состоят из приемного и на-
порного коллекторов.
Контроль за процессом ГРП осуществляется с помощью
показывающих и записывающих манометров и расходомеров.
Гидравлический разрыв пласта начинают с определения за-
висимости приемистости скважины от давления нагнетания
жидкости. Для этого посредством одной насосной установки на
первой или второй скорости ее работы в скважину закачива-
ют жидкость разрыва до момента стабилизации давления на
устье (обычно 10—15 мин). Замеряют расход жидкости и дав-
ление. Затем темп закачки увеличивают, вновь замеряют рас-
ход и давление и т. д. Считается, что в пласте образуются
трещины, если коэффициент приемистости (отношение расхо-
да жидкости к давлению) при закачивании жидкости с макси-
мальным расходом возрастает не менее чем в 3—4 раза по
сравнению с коэффициентом приемистости на минимальном ре-
жиме закачки. Если разрыв пласта не зафиксирован, то про-
цесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкос-
ти. После установления факта разрыва пласта с целью даль-
нейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них
рекомендуется закачать 3—4 м3 слабофильтрующейся жидкос-
ти повышенной вязкости. Затем закачивают жидкость с пес-
ком с объемной скоростью не ниже той, при которой был за-
фиксирован разрыв пласта. Продавочную жидкость закачи-
вают непосредственно за песчано-жидкостной смесью без
снижения темпов закачивания.
После завершения продавливания песчано-жидкостной сме-
си в трещину скважину закрывают и оставляют в покое до
стабилизации (восстановления) давления на устье. Затем из
скважины удаляют пакер, промывают ее до забоя и осваивают.
При большой толщине пласта или наличии нескольких
вскрытых интервалов осуществляют поинтервальные гидравли-
ческие разрывы. В этом случае уже обработанный интервал
изолируют песчаной пробкой или специальными материалами,
временно ограничивающими поступление жидкости в уже об-
422
разованную трещину (например, эластичные или легко раст-
воряющиеся шарики, полимеры).
К методам механического воздействия на призабойную зо-
ну пласта относятся также гидропескоструйная перфорация
торпедирование и виброобработка.
Сущность гидропескоструйной перфорации состоит в том,
что на пласт, в котором необходимо получить канал, через
специальную насадку перфоратора с большой скоростью на-
правляется песчано-жидкостная струя. Такая струя, выходя
под высоким давлением из узкого отверстия (сопла), за счет
абразивного и гидромониторного действий в течение несколь-
ких минут создает в обсадной трубе, цементном кольце и поро-
де глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение меж-
ду стволом скважины и пластом.
Аппарат для гидропескоструйной перфорации (рис. 15.6)
состоит из патрубка, в котором установлен ряд сопел. В зави-
симости от вида выполняемых работ применяют сопла или на-
садки с различными диаметрами отверстия: для отрезания при-
хваченных в скважине труб — 3 мм; для перфорации обсадных
колонн с ограниченным расходом жидкости — 4,5 мм; для по-
лучения максимальной глубины канала (примерно 1 м) —6 мм.
Для повышения эффективности абразивного действия струи
насадки могут устанавливаться под наклоном к горизонталь-
ной плоскости.
Аппарат спускают в скважину на насосно-компрессорных
трубах, по которым нагнетается жидкость, как правило, вода
с песком. В процессе перфорации может образовываться щеле-
вой канал (перемещение перфоратора вверх-вниз) или отре-
заться колонна по кольцу (вращение перфоратора).
Торпедирование предназначено для вскрытия пласта, увели-
чения продуктивности, очистки фильтра, освобождения прихва-
ченных труб (в открытом стволе), разрушения предметов и т. д.
При торпедировании в пласте образуется каверна, от кото-
рой расходится сеть трещин, резко повышается проницаемость
пород в призабойной зоне пласта и увеличивается дебит сква-
жины. Торпеду заряжают взрывчатым веществом — тротилом,
тетрилом, гексогеном, нитроглицерином, аммонитом, динамитом
И др.
Массу заряда определяют исходя из диаметра скважин, на-
значения взрыва, свойств взрывчатых веществ, а также свойств
пород. Используют торпеды фугасные, шнуровые, кумулятив-
ные. Торпеды изготавливают герметичные (с корпусами из
металла, асбоцемента) и негерметичные (без оболочек или с
оболочками из малопрочного материала). Заряд в фугасных
торпедах состоит из сплава тротила и гексогена. Взрыватель
срабатывает от действия электрического тока, подаваемого по
кабелю с устья скважины.
423
Для предохранения обсадных колонн от нарушения в про-
цессе торпедирования над торпедой создают пробку из нефти,
воды, глинистого раствора или из песка, глины и т. д. Песча-
ные или глинистые пробки надежнее предохраняют колонну от
нарушений чем жидкие, но после их применения необходимы
трудоемкие работы по очистке забоя.
Виброобработка забоев скважин осуществляется с помощью
специальных гидравлических машин-вибраторов. Сущность
виброобработки состоит в создании колебания давления раз-
личной частоты и амплитуды путем резких изменений расхода
жидкости, прокачиваемой через вибратор, присоединенный к
насосно-компрессорным трубам, спущенным в скважину.
Вибровоздействие рекомендуется применять в скважинах с
ухудшенными в результате бурения коллекторскими свойства-
ми призабойной зоны, с низкопроницаемыми и глинистыми по-
родами. Не рекомендуется проводить вибровоздействие в тех-
нически неисправных скважинах, расположенных вблизи водо-
нефтяного контакта, с низким пластовым давлением.
При вибровоздействии применяют специальные гидравли-
ческие вибраторы золотникового типа — ГВЗ. Вибратор пред-
ставляет собой два соосных цилиндра с короткими косыми вер-
тикальными прорезями. Наружный цилиндр — золотник, может
вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному коле-
су. Истечение жидкости из наружного цилиндра-золотника
происходит под некоторым углом к касательной цилиндра,
вследствие чего создается реактивный момент, приводящий
этот цилиндр во вращательное движение. При совпадении
прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении она
на мгновение останавливается.
Таким образом, создаются импульсы давления, частота ко-
торых может изменяться от числа прорезей в золотнике и
скорости его вращения, зависящей в свою очередь от расхода
жидкости. Для вибраторов типа ГВЗ теоретическую частоту
ударов можно довести до 30 000 в минуту.
Импульсное истечение жидкости из вибратора создает цик-
лические колебания в окружающей среде (жидкости), в ре-
зультате которых в пласте расширяются поровые каналы, об-
разуется сеть микротрещин.
Операция осуществляется так же как гидроразрыв пласта
с использованием того же оборудования. Затрубное простран-
ство герметизируется пакером с установкой якоря. Через на-
сосно-компрессорные трубы закачивают рабочую жидкость
(нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жид-
костей) из расчета 2—3 м3 на 1 м толщины пласта.
424
15.4. Тепловые методы воздействия
на призабойную зону пласта
Для повышения эффективности эксплуатации месторожде-
ний, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти
применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефте-
продуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или во-
ды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвиж-
ных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью
специальных самоходных установок.
Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью
паропередвижных установок или электронагревателей. Прак-
тически установлено, что для эффективного прогрева приза-
бойной зоны пласта требуется 15—30 м3 горячих нефтепродук-
тов или сырой нефти, нагретых до 90—95 °C.
Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей про-
мывкой) или продавливанием жидкости в пласт.
При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты
закачивают через затрубное пространство, не останавливая
работу скважины по подъемным (насосно-компрессорным) тру-
бам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость
из затрубного пространства до башмака подъемных труб или
приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на
стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке теп-
ловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незна-
чительно.
Продавливание горячей жидкости в призабойную зону
пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного под-
земного оборудования и спуска насосно-компрессорных трубе
пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают го-
рячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10—
12 м3 горячей нефти и 80—100 кг ПАВ). По истечении 6—
7 ч после обработки скважину пускают в работу.
При использовании пластовой воды ее нагревают до 90—
95°C и добавляют ПАВ (0,5—1% объема воды). Приготовлен-
ную таким способом воду в количестве 70—80 м3 под давле-
нием закачивают в скважину.
Одним из наиболее эффективных методов теплового воздей-
ствия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром.
Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8—15 МПа
при следующих благоприятных условиях: глубина продуктив-
ного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного пес-
чаниками и глинами, не менее 15 м, вязкость нефти в пласто-
вых условиях выше 50 мПа-с, остаточная нефтенасыщенность
пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях
не менее 900—930 кг/м3. Не рекомендуется проведение паро-
425
Рис. 15.7. Электронагре-
ватель:
1 — кабель-трос; 2 — головка;
9 — гидрофланец; 4 — клемм-
ная полость; 5 — электрона-
гревательные элементы
тепловой обработки на заводненных
участках в связи с большим расходом
тепла.
Перед закачкой пара проводят ис-
следование скважин: замер дебита неф-
ти, газа и воды, пластового давления,
температуры, статического уровня. За-
тем промывают забой, спускают насос-
но-компрессорные трубы с термостойким
пакером, который устанавливают над
верхними отверстиями фильтра. В неглу-
боких скважинах (до 500—600 м) паро-
тепловую обработку часто проводят без
применения пакера. Для устранения
опасных удлинений колонны насосно-
компрессорных труб при закачке пара в
пласт применяют специальное оборудо-
вание, состоящее из колонной головки,
арматуры устья и скважинного компен-
сатора с телескопическим устройством.
Пар для теплового прогрева скважин
получают от передвижных паровых ус-
тановок (ППУ), парогенераторных уста-
новок (ПГУ), монтируемых на шасси
автомобиля высокой проходимости. Име-
ются установки производительностью до
5,5 т/ч пара с рабочим давлением до
10 МПа и температурой пара до 315 °C.
Также применяют мощные автоматизи-
рованные передвижные парогенератор-
ные установки типа УПГ-9/120 с пода-
чей пара до 9 т/ч и рабочим давлением
до 12 МПа. Установки укомплектованы
системой КИП и автоматики. Управле-
ние работой оборудования осуществля-
ется из кабины оператора.
Парогенераторную установку (одну или несколько) соеди-
няют трубопроводами высокого давления с устьем скважины.
Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из
НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее
100Q т) устье скважины герметизируют на 2—5 сут для пере-
дачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают
насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.
Электротепловая обработка скважин осуществляется при
помощи электронагревателей (рис. 15.7), спускаемых в сква-
жину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель со-
стоит из трех основных узлов: головки, клеммной полости,
426
трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка
соединяется болтами с гидрофланцем.
Каждый нагревательный элемент представляет собой сталь-
ную трубку диаметром 17 мм, внутри которой запрессована
спираль из нихромовой проволоки в кварцевом песке или плав-
ленном оксиде магния. Последние служат электрической изо-
ляцией спирали от металлической трубки, а также — провод-
никами тепла. К нижней части кожуха приварена муфта, в ко-
торую ввинчивается карман для термометра.
Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 ми,
длина — 3700 мм, масса — 60 кг. Максимальная мощность-
электронагревателя равна 25 кВт, напряжение питания нагре-
вателя — 380 В. В нагревателе имеются два термореле, служа-
щих для автоматического поддержания забойной температуры
в заданных пределах (100—125°C). При спуске и подъеме
электронагревателей используют самоходные установки для
электронагрева СУЭПС-1200 и 1УЭС-1500, размещенные на
шасси автомобиля.
Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в те-
чение 5—7 сут, радиус повышенного температурного поля до-
стигает при этом 1—1,2 м.
Электронагреватели (ТЭН) изготовляют в поднасосном и
неподнасосном вариантах. ТЭН поднасосного варианта осуще-
ствляют стационарный электропрогрев призабойной зоны плас-
та одновременно с эксплуатацией скважины. Эффективность
процесса обусловливается не только увеличением проницаемос-
ти пласта за счет расплавления смолопарафиновых отложений,
но и снижением вязкости добываемой жидкости.
ТЭН неподнасосного варианта после прогрева призабойной
зоны поднимается на поверхность, а скважину оборудуют сно-
ва насосной установкой и пускают в эксплуатацию (цикличес-
кий электропрогрев). После прогрева скважину необходимо
ввести в эксплуатацию раньше, чем парафино-смолистые ком-
поненты вновь затвердевают на стенках поровых каналов. Это
накладывает ограничение по глубине залегания пластов, под-
вергающихся периодическому электропрогреву (максимальная
глубина 1500 м). Метод применяется обычно на месторожде-
ниях с маловязкими нефтями.
15.5. Комплексное воздействие
на призабойную зону пласта
Одно из прогрессивных направлений совершенствования
технологий воздействия на призабойную зону пласта — комп-
лексное их сочетание по механизму действия в одном техно-
логическом приеме. К ним относятся термокислотные обработ-
427
ки; внутрипластовые термохимические обработки, термогазо-
химическое воздействие.
Для скважин, в призабойной зоне пласта которых имеются
отложения смол, парафинов и асфальтенов, ухудшающих кон-
такт кислоты с поверхностью поровых каналов, применяют
термокислотные или термохимические обработки.
Термокислотная обработка — это воздействие на призабой-
ную зону пласта горячей кислотой, нагретой за счет теплового
эффекта экзотермической реакции металлического магния с
солянокислотным раствором
Mg+2НС1 + Н2О,=MgCl2 + Н2О + Н2+470 кДж.
При растворении 1 кг магния в соляной кислоте выделяется
18,9 МДж тепла. Для растворения 1 кг магния необходимо
18,6 л соляной кислоты 15%-ной концентрации. Но при этом
вся кислота превращается в нейтральный раствор хлористого
магния с температурой более 300 °C. Поэтому необходимо, что-
бы магний растворялся в значительно большем объеме кисло-
ты и на его растворение была бы израсходована только часть
активной кислоты. Оптимальным соотношением является 70—
100 л соляной кислоты 15%-ной концентрации для растворения
1 кг магния при расчетной температуре на выходе из наконеч-
ника (трубы для зарядки магнием) от 75 до 80 °C и остаточ-
ной концентрации кислоты И—12%.
Для проведения термокислотной обработки применяют спе-
циальные реакционные наконечники (термореакторы), пред-
ставляющие собой перфорированную трубу, в которую загру-
жают магний в виде стружек или стержней и брусков.
В зависимости от диаметра и длины термореактора, в него
загружают 40—100 кг магния, спускают в предварительно про-
мытую скважину, устанавливают против обрабатываемого ин-
тервала пласта и прокачивают через него расчетный объем
солянокислотного раствора. При реакции кислотного раствора
с магнием выделяется большое количество тепла, до расчетной
температуры прогревается призабойная зона пласта и повыша-
ется эффективность кислотного воздействия на породы, осво-
божденные от парафиновых и асфальтосмолистых веществ.
Проведение термокислотной обработки с использованием
термореактора сопровождается значительными теплопотерями
на прогрев реактора, насосно-компрессорных труб, ствола сква-
жины; высокой коррозионной активностью горячего раствора
соляной кислоты.
Внутрипластовая термохимическая обработка комплексно
сочетает в себе элементы гидравлического разрыва пласта,
солянокислотной и тепловой обработок. Сущность обработки
состоит в том, что по технологии гидравлического разрыва в
пласте создаются трещины, которые заполняются гранулами
428
магния или их смесью с песком с последующим растворением
магния солянокислотным раствором. Гранулированный магний,
применяемый при внутрипластовой термохимической обработ-
ке, выпускается металлургической промышленностью с диамет-
ром гранул 0,5—1,6 мм. Технология внутрипластовой термохи-
мической обработки включает следующие операции: промывку
скважины; спуск и установку пакера с якорем и хвостовиком
(возможность проведения обработки без пакера определяется
состоянием эксплуатационной колонны); обвязку устья сква-
жины по схеме ГРП с подключением кислотного агрегата и
опрессовку нагнетательных линий; закачку жидкости разрыва и
осуществление разрыва пласта (раскрытия трещин); закачку
смеси песка и гранулированного магния и их продавку в тре-
щины пласта; закачку расчетного объема солянокислотного
раствора; продавку солянокислотного раствора в пласт; демон-
таж наземного оборудования и освоение скважины известными
методами сразу после обработки. Требования к рабочим жид-
костям предъявляются те же, что и при гидравлическом раз-
рыве пласта, но жидкость-носитель должна быть химически
нейтральной по отношению к гранулам магния.
При массовом соотношении магния и песка в смеси, равном
1 : 15, проницаемость песчаного скелета после растворения гра-
нул магния кислотой увеличивается в 3—4 раза. Количество
15%-ного раствора соляной кислоты, потребное для полного
растворения магния при остаточной концентрации солянокис-
лотного раствора 10% определяется по эмпирической зависи-
мости
V=GM(48+l,6p3),
где GM— масса гранулированного магния, т; р3 — забойное
давление в процессе закачки солянокислотного раствора.
При проведении внутрипластовой термохимической обработ-
ки применяют такие же оборудование и технику, что и при
гидравлическом разрыве пласта.
Эффективность обработки достигается комплексным (меха-
ническим, тепловым и химическим) воздействием на продук-
тивные породы:
гидравлический разрыв пласта и увеличение проницаемости
трещин за счет удаления растворимой добавки (гранул маг-
ния) из закрепляющего трещину материала;
тепловая обработка посредством экзотермического раство-
рения магния, расплавления и удаления агрегатных структур,
образованных асфальтосмолистыми и парафиновыми отложе-
ниями;
активное воздействие солянокислотного раствора, нагретого
внутри пласта, на породы, освобожденные от парафиновых от-
ложений.
429
Кроме того, при растворении магния солянокислотным рас-
твором выделяется большое количество водорода, способствую-
щего улучшению процессов освоения скважины и очистки при-
забойной зоны пласта от продуктов реакции.
Термогазохимическое воздействие на призабойную зону
пласта заключается в сжигании на забое скважин порохового
заряда, спускаемого на электрокабеле. Время сгорания регу-
лируется и может длиться от нескольких минут до долей се-
кунды. Интенсивность процесса изменяется также в зависимос-
ти от массы сжигаемого заряда (от 20 до 500 кг).
При быстром сгорании порохового заряда (0,01—1 с) на
локальном участке в приствольной зоне пласта создается вы-
сокое давление (100—250 МПа). При этом в породе возника-
ют аномальные напряжения, приводящие к необратимым де-
формациям и осуществляется механическое воздействие на
пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и рас-
ширению существующих под давлением пороховых газов. Об-
работки проводятся обычно без пакера.
При увеличении времени сгорания (медленном горении)
создаваемое давление уменьшается, но увеличивается время
воздействия на призабойную зону пласта высокой температу-
ры (до 350 °C) и продуктов горения, в которых содержится
азот, оксид азота, углекислый газ, хлор, хлористый водород,
вода. Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещи-
нам в глубь пласта, расплавляют смолы, парафины и асфаль-
тены, осуществляя тепловую обработку. Углекислый газ, рас-
творяясь в нефти, уменьшает ее вязкость и поверхностное на-
тяжение на границе с водой и породой. Проникая в поры и
трещины пласта, хлористый водород, соединяясь с пластовой
водой, образует раствор соляной кислоты (до 5 %-ной концент-
рации), которая, взаимодействуя с карбонатными породами,
увеличивает пористость, расширяет трещины. Таким образом,
при термогазохимическом воздействии призабойная зона плас-
та подвергается комплексной механической, тепловой и хими-
ческой обработке с растворителем.
Для разрыва пластов пороховыми газами используются бес-
корпусные пороховые генераторы давления ПГД-БК, развива-
ющие давление до 100 МПа, и аккумуляторы давления сква-
жинные АДС-5 и АДС-6, повышающие его до 100 МПа. Снаряд
АДС-5 предназначен преимущественно для прогрева, а АДС-6
для разрыва пласта.
15.6. Обработка призабойной зоны пласта
поверхностно-активными веществами
Обработка призабойных зон пластов ПАВ предназначена
для удаления воды, попавшей в пласт при глушении скважин,
промывках забоя, вскрытии продуктивного пласта, для уско-
430
рения освоения скважин, повышения их продуктивности, а так-
же для селективной изоляции притока пластовых вод.
Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде
водного раствора или в смеси с нефтью.
Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в сниже-
нии поверхностного натяжения на границе фаз нефть — вода,
нефть — газ, вода — газ, вода — поверхность поровых каналов.
Благодаря этому, размер капель воды в нефти и поровом про-
странстве уменьшается в несколько раз и их вытеснение из
пласта происходит более эффективно и с меньшей затратой
внешней энергии.
Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые
ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе,
то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это про-
исходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхно-
стным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отры-
вается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие ка-
пельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта
в скважину.
В результате обработки призабойной зоны пласта раство-
ром ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается,
а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти уве-
личивается, а по воде уменьшается.
ПАВ — это органические вещества, получаемые обычно из
углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты, и
их щелочные соли — мыла и синтетические жирозаменители,
моющие вещества. По составу и химическим свойствам все
ПАВ делятся на ионогенные (сульфонатриевые соли, азолят,
сульфонол, катапин, ДС-РАС и другие) и неионогенные (ок-
сиэтилированные препараты ОП-4, ОП-7, ОП-10), продукты
конденсации фракций угольных фенолов с окисью этилена
КАУФЭ-14, УЭФ-8 и др.
Технология обработки призабойной зоны пласта растворами
ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки: в
скважину по насосно-компрессорным трубам закачивают рас-
твор ПАВ и продавливают их в пласт водой или нефтью. Ра-
диус зоны обработки принимают от 0,5 до 2 м в зависимости
от толщины пласта, свойств пород и типа ПАВ. Исходя из это-
го, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м3 на
1 м толщины обрабатываемого интервала. Концентрацию рабо-
чего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.
После продавки ПАВ через 2—3 сут скважину осваивают и
вводят в эксплуатацию.
Контрольные вопросы
1. Что понимается под призабойной зоной пласта?
2. Как классифицируются методы воздействия на призабойную зону
пласта?
431
3. Каково назначение и сущность солянокислотиой обработки?
4. Какие реагенты добавляют в соляную кислоту при приготовлении ра-
бочего раствора?
5. Какие разновидности солянокислотиой обработки Вы знаете?
6. Что такое гидравлический разрыв пласта и в чем его сущность?
7. Какие методы механического воздействия на призабойную зону пла-
ста кроме ГРП Вы знаете?
8. Какие методы теплового воздействия иа призабойную зону пласта
Вы знаете?
9. В чем сущность комплексного воздействия и какими методами его
осуществляют?
10. В чем состоит механизм действия ПАВ в пористой среде?
ГЛАВА 16
ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТЫ СКВАЖИН
16.1. Виды ремонта в скважинах
В связи с тем, что скважина представляет собой сооруже-
ние, включающее несколько колонн труб и различного рода
устьевое и подземное оборудование, то естественно, что в про-
цессе эксплуатации скважин возможны нарушения нормаль-
ных условий работы оборудования, требующие его ремонта или
замены.
Об эффективности работы скважины и используемого в ней
оборудования судят по межремонтному периоду (МРП), кото-
рый определяется продолжительностью нормальной эксплуата-
ции скважины в сутках от ремонта до ремонта. Продолжитель-
ность ремонта в МРП не включается. МРП рассчитывают по
отдельным скважинам, нефтепромыслу или НГДУ в целом за
полугодие или год. Исчисления МРП выполняются отдельно по
способу эксплуатации скважин.
Другим важным параметром, по которому судят об успеш-
ности эксплуатации скважин, является коэффициент эксплуа-
тации.
Коэффициентом эксплуатации называют отношение отрабо-
танных скважино-дней к календарному времени. Отработан-
ные скважино-дни определяются временем, в течение которого
скважина подавала нефть, т. е. для определения отработанных
скважино-дней из календарного времени следует вычесть про-
должительности ремонта, простоя в ожидании ремонта и дру-
гих простоев. В условиях хорошо организованной работы це-
хов по добыче нефти коэффициент эксплуатации скважин
может достигать 0,95—0,98, а в условиях фонтанной добычи —
0,99—1.
В зависимости от сложности ремонтных работ их разделя-
ют на работы по текущему и капитальному ремонтам скважин.
432
Текущий ремонт скважин включает проведение работ по
замене подземного оборудования, очистке труб и забоев сква-
жин от отложений парафина, солей, песка, а также выполне-
ние мероприятий по увеличению дебитов скважин.
Цель текущего ремонта — устранение неполадок, нарушаю-
щих режим работы скважин, и замена подземного оборудова-
ния. Поэтому текущий ремонт скважин часто называют под-
земным ремонтом.
Текущий ремонт скважин подразделяют на планово-предуп-
редительный (профилактический) и восстановительный.
Планово-предупредительным называют ремонт скважин,
предусмотренный соответствующим календарным графиком.
Графики могут составляться на месяц, квартал, год.
Профилактический ремонт выполняется для упреждения не-
ожиданных нарушений в работе подземного оборудования
скважин и своевременного устранения накоплений в отложе-
ниях парафина, песка, продуктов коррозии, могущих привести
к непредвиденным нарушениям режима его работы.
Восстановительным ремонтом называют ремонт скважин,
вызванный непредвиденным нарушением технологического ре-
жима их эксплуатации, включая полное прекращение отбора
нефти из скважин.
Капитальный ремонт скважин — это проведение более слож-
ных работ, связанных с ликвидацией аварий колонн или под-
земного оборудования, а также изоляция пластовых и посто-
ронних вод, восстановление скважин зарезкой и бурением вто-
рого ствола и др.
16.2. Причины, приводящие к необходимости
ремонта скважин, и характеристика ремонтных работ
Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин,
могут предопределяться геологическими условиями разработки
месторождения и состоянием подземной техники, используемой
для добычи нефти. Оба приведенные выше фактора находятся
во взаимосвязи с применяемым способом эксплуатации, кото-
рый определяет подход к выбору вида ремонта скважин.
Рассмотрим основные причины, обусловливающие необхо-
димость проведения в скважинах текущего подземного ремон-
та, при различных способах их эксплуатации.
Фонтанно-газлифтная эксплуатация скважин
Осложнения в скважинах при этом способе эксплуатации,
требующие проведения в них ремонта, возникают, главным об-
разом, во взаимосвязи характеристики жидкостей и газа, по-
ступающих из пласта, и подземного оборудования. А так как
28—1020
433
подземное оборудование при фонтанно-газлифтном способе
эксплуатации включает насосно-компрессорные трубы, то и
первоочередные причины ремонта — это неполадки с ними.
В связи с тем, что при подъеме на поверхность пластовых
жидкостей и. газа происходит изменение термодинамических
условий (давление и температура по мере подъема вверх
уменьшаются), то из нефти начинает выделяться парафин,
кристаллы которого осаждаясь на поверхности НКТ могут при-
водить к полному перекрытию проходного сечения труб. Отло-
жения парафина наблюдаются в верхней части подъемных труб
до глубины 500 м от устья. Если профилактическими меро-
приятиями, как например, использованием нагретых жидкос-
тей, растворителей парафина или специальных скребков, отло-
жения парафина ликвидировать не удается, то это может
явиться основанием для проведения в скважине текущего под-
земного ремонта.
Не меньшее осложнение в скважинах вызывает отложение
солей на внутренней поверхности труб, что также является
следствием изменения термодинамических условий. Пластовая
вода нередко представляет собой насыщенный минерализован-
ный рассол. При изменении же термодинамических условий из
рассола выделяются кристаллы солей, которые образуют на
внутренней поверхности НКТ плотные отложения, нередко
полностью перекрывающие проходное сечение труб и обуслов-
ливающие необходимость ремонта скважин.
Кроме названных причин на состояние НКТ в фонтанных
и газлифтных скважинах существенное влияние оказывает на-
личие в пластовых жидкостях и газе сероводорода и углекис-
лоты, которые вызывают коррозию. При недостаточной эффек-
тивности мер по защите подземного оборудования от коррозии,
она может стать причиной периодической замены труб в сква-
жине.
На месторождениях, продуктивные пласты которых сложе-
ны слабосцементированным песком или песчаником, осложне-
ния в эксплуатации скважин с необходимостью проведения в
них ремонта могут обусловливаться образованием в интервале
фильтра или непосредственно в НКТ песчаных пробок.
При фонтанной эксплуатации глубоких скважин со сложны-
ми условиями, определяемыми высоким давлением, наличием
сероводорода, нижняя часть НКТ оборудуется пакером или
якорем, а иногда и забойным отсекателем потока. Наличие в
скважине дополнительных устройств может потребовать перио-
дической их замены в связи с потерей функциональных
свойств вследствие поломок, разъедания потоком, коррозии,
что устраняется проведением подземного ремонта.
При газлифтной эксплуатации скважин в связи с тем, что
НКТ оборудуются пусковыми клапанами, нарушения, приво-
434
дящие к необходимости подземного ремонта, обусловливают-
ся, кроме уже отмеченных’ выше, еще и тем, что требуется за-
мена вышедших из строя клапанов, когда используются ста-
ционарные клапаны, и ликвидация обрывов каната.
Основываясь на осложнениях, возникающих при фонтанном
и газлифтном способах эксплуатации скважин, можно опреде-
лить основные наиболее часто применяемые виды подземного
ремонта скважин.
1. Подъем и замена или очистка НКТ от отложений пара-
фина, солей.
2. Подъем НКТ с заменой пакера, пусковых клапанов, кла-
пана-отсекателя.
3. Промывка песчаных пробок в скважинах, которая может
выполняться при полном подъеме НКТ и без подъема ранее
спущенных труб допуском их до забоя.
Заметим, что весьма важна при проведении ремонта сква-
жин в условиях фонтанно-газлифтного способа эксплуатации
операция глушения скважины.
В связи с тем, что фонтанная, а нередко и газлифтная экс-
плуатация скважин, осуществляется при высоком пластовом
давлении, равном или выше гидростатического, простым пере-
крытием задвижки на устье не предупреждается фонтанирова-
ние. Для исключения фонтанирования необходимо ствол сква-
жины заполнить жидкостью, создаваемое которой давление в
интервале фильтра, было бы выше пластового давления, т. е.
Рз>рпл. (16.1)
А так как забойное давление определяется формулой
p3 = p»g//, (16.2)
где рж — плотность жидкости в скважине; Н — глубина сква-
жины, то выполнение условия (16.1) можно достичь подбором
соответствующей плотности жидкости. Вместе с тем, сущест-
венное превышение забойного давления над пластовым может
приводить к тому, что жидкость из скважины будет погло-
щаться пластом. Поэтому в нефтепромысловой практике обыч-
но принимают
Рз=(1,05-1,1)рПл. (16.3)
С целью уменьшения поглощаемости жидкости пластом и
упреждения отрицательного воздействия поглощенной жидкос-
ти на коллекторские свойства пласта для глушения скважин
применяют гидрофобно-эмульсионные растворы, которые обра-
зуют смешиванием воды и нефти с добавлением эмульгатора.
Плотность используемого водного раствора изменяют раство-
рением в воде хлористого кальция. Полученный таким обра-
зом раствор для глушения скважин может иметь плотность от
28*
435
'950 до 1150 кг/м3. Более высокая плотность раствора для глу-
шения скважин (до 1700 кг/м3) достигается добавлением в
эмульсионный раствор утяжелителя. В качестве утяжелителя
чаще используется барит.
Эксплуатация скважин штанговыми насосами
В связи с тем, что при эксплуатации скважин ШСН в них
спускают дополнительное оборудование (насосы, штанги, газо-
вые якори, газопесочные якори и другие), которое по мере
износа отдельных узлов требует замены и ремонта, появляют-
ся дополнительные причины, обусловливающие необходимость
проведения в скважинах подземного ремонта. К числу таких
работ, в первую очередь, относят работы, связанные со сменой
скважинного насоса или его отдельных узлов, а также устра-
нение неполадок с колонной штанг и ликвидацию протертостей
в НКТ.
В скважинах, продукция которых содержит песок, ремонт-
ные работы по замене насоса, как правило, совмещают с очист-
кой или промывкой фильтра от песчаной пробки.
Вид выполняемых ремонтных работ зависит от конструк-
ции применяемого скважинного насоса. Так, если скважина
оборудована вставным скважинным насосом, то для смены на-
соса на поверхность поднимают только штанги и насос. При
использовании же трубных насосов на поверхность поднимают
трубы и штанги. Если ремонт связан с обрывом штанг, то для
ликвидации обрыва на поверхность поднимают часть штанг до
обрыва, затем поднимают трубы до места, где появится верх-
ний конец оборванной штанги, после чего поднимают оставшие-
ся штанги, а при необходимости и трубы. Если при обрыве
штанг плунжер насоса или насос оказался прихваченным в
НКТ, то проводят отворот штанг с последующим подъемом
труб. После подъема труб измеряют забой в скважине. При
наличии пробки, перекрывающей фильтр, приступают к очист-
ке или промывке пробки.
Эксплуатация скважин центробежными электронасосами
Текущий ремонт при использовании установок центробеж-
ных электронасосов (УЭЦН) может быть обусловлен выходом
из строя ЭЦН в результате разъедания рабочих колес песком,
пробоем изоляции электродвигателя или токоподводящего ка-
беля. Ремонтные работы заключаются в подъеме и спуске
НКТ совместно с кабелем, замене насоса и промывке песчаной
пробки.
436
16.3. Состав и организация работ
по текущему ремонту скважин
Все работы текущего ремонта скважин сводятся к следую-
щему:
смена фонтанного или газлифтного оборудования;
смена скважинного насоса;
смена клапанов или плунжера насоса;
удаление песчаных пробок;
очистка труб и штанг от парафина и асфальтосмолистых от-
ложений;
очистка газового или песочного якоря, устанавливаемых на
приеме насоса;
ликвидация обрывов и отворотов штанг;
ремонт в связи с изменением способа эксплуатации;
изменение подвески насосно-компрессорных труб;
выявление нарушений НКТ и замена труб.
Заметим, что несколько перечисленных видов работ теку-
щего ремонта могут выполняться одновременно за один под-
ход бригады подземного ремонта к скважине. Так, например,
за один подход бригады могут проводиться работы по замене
насоса, промывке песчаной пробки и изменению подвески на-
соса.
Работы по текущему ремонту скважин выполняются брига-
дой, возглавляемой мастером.
Бригады по текущему ремонту скважин работают, как пра-
вило, в три смены. В состав вахты (смены) входят три чело-
века: двое — оператор с помощником — работают у устья сква-
жины, третий — тракторист управляет лебедкой подъемного
механизма. При ремонтах глубоких скважин смена может со-
стоять из четырех человек. Кроме уже названных трех имеется
оператор-верховой.
Работы по ремонту скважины выполняются по предвари-
тельно составленному плану, в котором указываются виды ра-
бот и мероприятия, обеспечивающие безопасность их проведе-
ния. План работ составляется технологическими службами
нефтегазодобывающего управления и утверждается главным
инженером НГДУ.
Мастер по ремонту скважин организует проведение работ
в соответствии с планом, обеспечивает безопасность проводи-
мых работ, соблюдение условий охраны недр и окружающей
среды, ведет учет выполненных бригадой работ, организует со-
циалистическое соревнование.
Полный цикл операций текущего ремонта скважин вклю-
чает:
переезд бригады и доставку оборудования к скважине;
437
подготовительные работы по установке у скважины подъем-
ного оборудования, агрегатов и емкостей с растворами для
глушения скважин;
спуско-подъемные операции, связанные с ремонтом сква-
жинного оборудования;
заключительные операции, ставящие своей целью демонтаж
оборудования и подготовку его к транспортированию на новую
скважину.
16.4. Наземные сооружения и оборудование,
используемое при текущем ремонте скважин
Необходимым оборудованием для всех видов текущего,
а также капитального ремонта скважин является грузоподъем-
ное сооружение — вышка, которая устанавливается на площад-
ке над устьем скважины. Вышки могут устанавливаться стацио-
нарно или входят в комплект агрегата подземного ремонта
скважин и монтируются над устьем скважины только при ее
ремонте.
Стационарные вышки имеют высоту 22—28 м с расстоянием
между ногами в нижней части 8 м, а в верхней части 2 м. Они
устанавливаются и крепятся на специальном фундаменте и до-
полнительно закрепляются оттяжками из стального каната.
На неглубоких скважинах вместо вышек монтируют мачты
из отработанных бурильных и обсадных труб. Мачты состоят
из двух стоек, расширенных книзу и суженных кверху. Ввер-
ху стойки скрепляют и устанавливают кронблок. Мачту уста-
навливают в слегка наклонном положении, близком к верти-
кальному. Для устойчивости мачты крепят оттяжками к яко-
рям, закрепленным в грунте. Высота мачт 13—22 м, а грузо-
подъемность 15—25 т.
Для укладки труб и штанг при спуско-подъемных операци-
ях у вышки или мачты сооружаются приемные мостки и стел-
лажи.
В связи с тем, что коэффициент использования стационар-
ных вышек очень низкий (около 2%), чаще применяются агре-
гаты для ремонта скважин, которые снабжены телескопичес-
кой вышкой.
Широкое применение при текущем и капитальном ремонте
получили передвижные агрегаты различных конструкций,
у которых вышка или мачта смонтированы на тракторе или
вместе с подъемным механизмом. При монтаже лебедки сов-
местно с вышкой, талевой системой и другим оборудованием
комплект в целом называется подъемной установкой, а при бо-
лее полной комплектации (насосом, ротором, вертлюгом и
др.) — комплексом подъемного оборудования.
438
В самоходных установках и подъемниках для привода ле-
бедки и других вспомогательных механизмов, как правило,
используют двигатель самой транспортной базы. Вращение
передается от механизма отбора мощности через трансмиссию
и коробку скоростей на барабан лебедки, на который навивает-
ся талевой канат.
Талевая система состоит из кронблока, талевого блока,
крюка, талевого каната и направляющего ролика. Для сниже-
ния высоты вышки в подъемных агрегатах крюки изготавлива-
ют в одном корпусе с талевым блоком. Такие конструкции
называются крюкоблоками.
В настоящее время применяются установки подъемные
Азинмаш-32А, Азинмаш-43А, Бакинец-ЗМ, А-50, УПТ1-50 и
др.
Агрегат Азинмаш-43А (рис. 16.1) включает в себя следую-
щие узлы: механизм отбора мощности и коробку перемены пе-
редач, присоединенные непосредственно к силовому двигателю
трактора, однобарабанную лебедку и механизмы управления
лебедкой. Установка снабжена телескопической вышкой, кото-
рая позволяет работать с трубами длиной до 12,5 м. Установка
вышки в горизонтальное (транспортное) положение осуществ-
ляется специальной гидравлической системой, состоящей из
двух гидравлических цилиндров. Талевая система четырех-
струнная 3X2, обеспечивает грузоподъемность на крюке до
28 т при работе на первой скорости.
Агрегат «Бакинец-ЗМ-» смонтирован на гусеничном тракто-
ре Т-100М, включает те же элементы, что и Азинмаш-43А, но,-
учитывая большую мощность силового агрегата, исполнен для
большей нагрузки. Максимальная грузоподъемность при шес-
тиструнной оснастке 32 т, а при семиструнной — 37 т.
Самоходные установки для текущего ремонта скважин снаб-
жаются инструментом для осуществления спуско-подъемных
операций (элеваторы, спайдеры, ключи, штропы, клинья и
другие), а также средствами малой механизации (автоматичес-
кие спайдеры, трубные и штанговые ключи с механическим
приводом, автоматы для свинчивания и развинчивания труб и
штанг).
Элеваторы предназначаются для захвата колонны труб или
штанг и удержания их на весу при спуско-подъемных опера-
циях. По конструкции элеваторы делятся на одно- и двух-
штропные. Элеваторы для штанг только одноштропные.
Наибольшее распространение при текущем ремонте сква-
жин получили одноштропные элеваторы типа ЭГ конструкции
Г. В. Молчанова (рис. 16.2). Элеватор предназначен для рабо-
ты с использованием автоматических механизмов свинчивания
и развинчивания труб, а также для работы с клиновым захва-
том-спайдером.
439
скважин
f, t Агоегат подземного
Рис. 16.1. Агрега^ АзИН.
ремонта е-
маШ-43А: ____
гидродая""^. g s
задняя опора.
7 — вышка
1
Z,
3
Рис. 16.2. Одно-
штропный элева-
тор ЭГ:
1 — корпус; 2 — за-
щелка: 3 — пружина
защелки; 4 — серьга;
5 — палец; 6 — ось
фиксатора
Рис. 16.3.
Двухшт-
ропный
элеватор
ЭТАД:
I — предохра-
нитель;
2 — корпус;
3 — упор;
4 — захват;
5 — рукоятка
Элеватор состоит из литого корпуса, внутри которого име-
ется опорный бурт под муфту трубы, створки и защелки, за-
крепленные на осях, фиксатора с пружиной, шарнирного коль-
ца и серьги.
Двухштропный элеватор ЭТАД (рис. 16.3) состоит из корпу-
са, шарнирного выдвижного захвата, рукоятки и защелок
штропов. Выдвижные захваты сменные, что позволяет работать
одним элеватором для нескольких типоразмеров труб.
Элеватор штанговый ЭШН (рис. 16.4) применяют для за-
хвата и подвешивания насосных штанг при спуско-подъемных
операциях. Он состоит из корпуса, втулки и штропа. В корпу-
се и втулке имеется вырез для ввода штанги. Запирание штан-
ги достигается поворотом втулки, которая в закрытом состоя-
нии элеватора фиксируется специальной рукояткой. Элеватор
имеет сменные втулки для разных типоразмеров штанг.
Клиновой захват или спайдер (рис. 16.5) служит для захва-
та и удержания на весу колонны насосно-компрессорных
труб) при их спуске или подъеме из скважины. Он устанавли-
вается непосредственно на устьевой фланец колонны. Спайдер
снабжен съемными клиньями, что позволяет использовать его
для труб разных диаметров (33, 42, 48, 52 мм).
Ключи трубные используют для свинчивания и развинчива-
ния труб при спуско-подъемных операциях. Ключи выпуска-
ются для работы вручную и механические (рис. 16.6). Трубный
ключ марки КТД для ручного и механического свинчивания
труб состоит из большой 2 и малой 1 челюстей, рукоятки 3,
соединенных между собой посредством шарнира. На оси шар-
нира расположена пружина, удерживающая ключ на трубе.
На малой челюсти имеется сухарь с вогнутой зубчатой поверх-
ностью.
Штанговые ключи предназначены для свинчивания и раз-
винчивания насосных штанг. Ключи состоят из рукоятки и ра-
бочей части, имеющей зев под головку штанги (рис. 16.7). Ра-
бочая частй и рукоятка соединяются друг с другом шарнирно.
Штанговые ключи изготовляют для штанг всех размеров и от-
личаются они только размером зева.
Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию
труб, а также удержания колонны труб на весу применяют ав-
томаты подземного ремонта. На рис. 16.8 показан наиболее
широко применяемый автомат АПР-2ВБ, который состоит из
вращателя, клиньевой подвески, центратора, балансира с гру-
зом и электропривода с переключателем. Автомат устанавли-
вается непосредственно на колонный фланец устья скважины.
Автомат комплектуется элеваторами типа ЭГ и трубными
ключами Г. В. Молчанова КТМ и КСМ.
Для механического свинчивания и развинчивания штанг
применяются штанговые ключи АШК и АШК-М, которые мо-
442
Рис. 16.4. Элеватор штанговый ЭШН:
/ — корпус; 2 — винт; 3 — шайба; 4 — шплинт; 5 —винт; 6 — вкладыш;
7 — втулка; 8 — штроп
Рис. 16.5. Клиновой захват АСГ-80:
1 — вкладыш центратора; 2 — корпус; 3 —
корпус клина; 4 — плашка; 5 —подвеска;
6 — синхронизатор клина; 7— пружина
ползуна; 8 — направляющая
гут подвешиваться на упругой подвеске к ноге вышки или
устанавливаются на шарнирной опоре, прикрепляемой к насос-
но-компрессорным трубам.
Автоматы для свинчивания и развинчивания труб и штанг
приводятся во вращение электродвигателями взрывобезопас-
ного исполнения.
Кроме оборудования для спуско-подъемных операций бри-
гады текущего ремонта скважин обеспечиваются вспомогатель-
ным инструментом. Это различного рода труболовки, предна-
значенные для захвата оборвавшихся в скважине труб, ловите-
ли штанг, устройства для захвата и извлечения тартального
каната и др.
16.5. Организация работ
при проведении спуско-подъемных операций
Любой вид работ по текущему или капитальному ремонту
скважин связан с необходимостью подъема и обратного спуска т
в них насосно-компрессорных труб, штанг и насосов. Этот вид ?
работ называется спуско-подъемными операциями.
444
Рис. 16.8. Автомат подземного ремонта АПР-2ВБ:
/ — несущий корпус; 2— червячное колесо; 3 —шайба; 4 — клинья; 5 —плашка; 0 —во-
дило; 7 — вал; 8 — электродвигатель; 9 — ось; 10 — направление; // — втулочный центра-
тор; 12 — горловина; 13 — фиксатор
Подъем труб из скважины осуществляют после проведения’
подготовительных работ, которые включают следующие опера-
ции.
1. Глушение скважины для предупреждения возможного ее
фонтанирования.
2. Подготовку рабочей площадки для проведения работ и
расстановку спуско-подъемных инструментов.
3. Разборку фонтанной арматуры. Ее проводят, начиная
с отсоединения боковых отводов, будучи убежденными, что
арматура не находится под давлением, после чего разъединя-
ют болтовые соединения между центральной задвижкой и про-
межуточной катушкой арматуры. В процессе разъединения
фланцев арматура поддерживается на весу штропом, надетым*
на крюк полиспастной системы. Сняв болты, арматуру припод-
нимают над устьем, отводят в сторону и укладывают на при-
445>
скважинную площадку так, чтобы она не мешала дальнейшему
проведению работ.
4. Разборку канатной подвески и устьевого сальникового
оборудования при эксплуатации скважин ШСН. Проводя эти
работы, головку балансира станка-качалки следует отвести в
сторону, чтобы не мешать прохождению талевого блока и
крюка.
Приступая к подъему труб, следует убедиться в том, что
трубы не прихвачены. Об этом судят по индикатору веса, уста-
навливаемому на «мертвом» конце талевого каната. В случае
прихвата труб их расхаживают перемещением труб вверх и
вниз, контролируя натяжку на трубы по индикатору веса.
Если расхаживанием освободить трубы от прихвата не уда-
ется, то на верхнюю трубу навинчивают вертлюг и, создавая
давление закачиваемой в трубы жидкости,) продолжают расха-
живание труб. Если проведением этой операции освободить
трубы от прихвата все же не удается, то скважина передается
в капитальный ремонт.
Убедившись, что трубы не прихвачены, приступают непо-
средственно к подъему их из скважины. Если подъем ведут
при ручном свинчивании и развинчивании труб, то работы вы-
полняют в такой последовательности. Всю колонну спущенных
в скважину труб подвешивают на крюке при помощи элевато-
ра. Подняв трубы так, чтобы муфта следующей трубы показа-
лась над устьем скважины, под эту муфту устанавливают вто-
рой элеватор, удерживающий колонну труб на весу, и отвин-
чивают первую трубу. Отвинченную трубу кладут на мостки,
после чего подъем труб возобновляют и операции повторяют.
Спускают трубы в скважину в обратном порядке.
При ремонте скважин, эксплуатируемых ШСН, кроме на-
сосно-компрессорных труб, спускают и поднимают насосные
штанги. Эти работы выполняют так же, как и при спуске и
подъеме труб, но с применением штанговых элеваторов и клю-
чей.
Наиболее трудоемкие операции при спуско-подъемных ра-
ботах — перенос элеваторов с мостков на трубу над устьем
скважины и обратно, а также ручное свинчивание и развинчи-
вание труб и штанг. Эти работы частично облегчаются при
использовании для подъема и спуска труб спайдера, устанав-
ливаемого непосредственно на устье скважины. При такой тех-
нологии ремонта пользуются одним элеватором, который по-
стоянно подвешен на крюке. Трубы же удерживаются в под-
вешенном состоянии спайдером.
Существенное облегчение спуско-подъемных работ с труба-
ми достигается при использовании автоматов подземного ре-
монта (см. рис. 16.8), которые обеспечивают автоматический
захват и удержание колонны труб в спайдере; механическое
446
свинчивание и развинчивание труб; автоматическое ограниче-
ние усилия свинчивания, что способствует сохранению резьбы;
автоматическое центрирование колонны труб при свинчивании
и развинчивании. Один и тот же автомат подземного ремонта
может использоваться для труб разных диаметров — 48, 60, 73,.
89 мм. Перевод автомата на трубы разного диаметра достига-
ется заменой клиньевой подвески спайдера.
На базе автоматов подземного ремонта типа АПР созданы
автоматы АПР-ГП с гидроприводом, которые предназначены
для работы на скважинах, не обеспеченных подводом электро-
энергии. Гидропривод позволяет регулировать вращающий мо-
мент в широком диапазоне для любого типоразмера труб.
• Подъем и спуск труб с помощью автоматов проводится, как
и при ручном свинчивании труб, бригадой из трех человек в
следующем порядке.
Подъем труб. Оператор подает к устью скважины подве-
шенный на крюке элеватор, надевает его на трубу, удерживае-
мую спайдером автомата, и закрывает створку элеватора.
Тракторист поднимает колонну до выхода на поверхность сле-
дующей муфты; при этом муфта приподнимается над опорной
поверхностью клиньев спайдера на высоту, достаточную для
подкладывания вилки. Оператор подкладывает вилку, после
чего колонну труб опускают. Колонна удерживается в подве-
шенном состоянии клиновым захватом спайдера. Затем вытас-
кивают вилку, устанавливают стопорный и трубный ключи,
после чего включают автомат на развинчивание трубы. После
полного развинчивания трубы и снятия ключей тракторист
поднимает трубу. Оператор отводит нижний конец трубы в
сторону и передает ее помощнику оператора, который уклады-
вает ее на мостки. Тракторист опускает трубу. Оператор сни-
мает с трубы элеватор и подает его опять к автомату, после
чего операции повторяются.
Спуск труб. При спуске труб, работая с автоматом, не
пользуются подкладной вилкой, так как ее функции выполняет
элеватор. Оператор и помощник оператора оттягивают элева-
тор, подвешенный на крюке, в сторону мостков и надевают его
на трубу, захлопывают его створку на защелку и поворачива-
ют элеватор створкой кверху. Тракторист поднимает трубу с
мостков, а помощник оператора, поддерживая трубу рукой или
железным крючком, передает ее оператору, который, приняв
трубу, очищает резьбу щеткой и направляет конец трубы в
муфту опущенной в скважину трубы. Помощник оператора
устанавливает стопорный ключ на муфте трубы, зажатой кли-
новым захватом спайдера. Оператор надевает на трубу трубный
ключ и включает автомат на свинчивание. После свинчивания
на один момент автомат включается на обратный ход для осво-
бождения зажатых ключей. Выключают автомат и снимают
447
трубные ключи. Тракторист поднимает колонну труб для рас-
клинивания ее от клинового захвата, затем спускают трубы в
скважину плавно уменьшая скорость спуска к моменту посадки
элеватора на опорную поверхность клинового захвата. Опера-
тор открывает элеватор, снимает его с трубы. Далее операции
повторяются.
Спуско-подъемные операции насосных штанг могут произво-
диться при ручном и механизированном свинчивании и раз-
винчивании, выполняемом автоматами АЩК-
При выполнении спуско-подъемных операций с трубами и
штангами оператор и помощник оператора должны следить за
состоянием поднимаемых труб и штанг. При обнаружении на
трубах и штангах вмятин, трещин, каверн, порчи резьбы такие
трубы и штанги должны выбраковываться и заменяться новы-
ми. Не допускается спуск в скважину штанг, имеющих погну-
тость или сильно стертые муфты.
При работе труб и штанг в глубоких скважинах рекоменду-
ется после 10—12 ремонтов заменять нижнюю часть колонны
на верхнюю и наоборот.
Если в скважину спускается впервые новый комплект труб,
то при спуске каждой трубы ее следует шаблонировать про-
пусканием специального шаблона (стальной патрубок диамет-
ром на 1,5—2 мм меньше внутреннего диаметра трубы). Резьба
труб должна тщательно очищаться и смазываться специальной
графитовой смазкой.
16.6. Ликвидация песчаных пробок в скважинах.
Гидравлический расчет прямой и обратной промывок
Нормальная эксплуатация скважин может нарушаться в
связи с поступлением из пласта песка и образованием в интер-
вале фильтра скважины песчаной пробки. В скважинах, пласты
которых сложены рыхлым песком, длина пробок может дости-
гать 200—400 м.
Для ликвидации песчаных пробок прибегают к промывке
их буровым раствором, водой, нефтью, газожидкостными сме-
сями, пенами, продувкой воздухом. Главные условия при выбо-
ре жидкости для промывки пробки — недопущение открытого
фонтанирования при проведении работ по ликвидации пробки
и незагрязнение призабойной зоны пласта, что может повлечь
снижение продуктивности скважины. Способ ликвидации пес-
чаных пробок в скважинах промывкой заключается в следую-
щем.-
В скважину до пробки спускают насосно-компрессорные
трубы. Через эти трубы или по затрубному пространству зака-
чивают в скважину под давлением жидкость. Под действием
струи пробка размывается и вместе со струей жидкости подни-
мается на поверхность.
448
Рис. 16.9. Схема прямой (а) и обратной (б) промывок скважин:
/ — колонна; 2 — НКТ; 3 — устьевой тройник; 4 — промывочный вертлюг; 5 — промывом*
ный насосный агрегат; 6 — устьевой сальник; 7 — переводник со шлангом
Способ, при котором промывочная жидкость нагнетается в
центральные трубы, а смесь жидкости и размытой породы под-
нимается по кольцевому пространству между НКТ и эксплуа-
тационной колонной называется прямой промывкой (рис. 16.9).
При таком методе промывки нижний конец снабжается специ-
альными насадками, посредством которых создается высокона-
порная струя, интенсифицирующая процесс размыва пробки.
Этот метод промывки используется, главным образом, для
размыва плотных пробок.
Жидкость прокачивают насосом через промывочную линию,
гибкий шланг, вертлюг в трубы. Восходящий поток жидкости
вместе с размытой породой поднимается по межтрубному про-
странству и выливается в специальный резервуар, в котором
жидкость отстаивается. Освобожденная от песка жидкость по-
ступает в приемную емкость насоса.
По мере размыва пробки трубы доспускают пока вертлюг
не дойдет до устья, после чего промывку продолжают до вы-
носа песка из затрубного пространства на поверхность. Убе-
дившись, что в затрубном пространстве песка нет, прекращают
закачку жидкости, проводят наращивание новой трубы и про-
должают промывку пробки.
29—1020
449
Существенным недостатком прямой промывки, снижающим
ее эффективность, является то, что скорость восходящего по-
тока В| кольцевом пространстве между НКТ и колонной суще-
ственно ниже скорости жидкости в трубах, вследствие чего
размытый песок медленно поднимается на поверхность. Пре-
кращение закачки жидкости в центральные трубы вследствие
непредвиденных обстоятельств — порыв водовода, выход из
строя насоса, может привести к образованию песчаной пробки
в кольцевом пространстве и прихвату НКТ.
Обратной промывкой скважин от песчаных пробок называ-
ют процесс, когда промывочная жидкость подается в кольце-
вое пространство между НКТ и колонной, а размытая песчаная
пробка в смеси с промывочной жидкостью поднимается на по-
верхность по центральным трубам. При обратной промывке
скорость восходящего, потока существенно выше, чем при пря-
мой, а поэтому условия для выноса размытого песка более
благоприятные. Для обратной промывки устье скважины обо-
рудуют сальником, который состоит из корпуса, изготавливае-
мого из металлического патрубка с приваренным отводом для
присоединения выкидной линии промывочного агрегата. Внутри
корпуса приварен корпус для заклинивания резинового уплот-
нителя. На верхнюю часть корпуса навинчена гайка с ручками
для зажатия резинового уплотнителя. В нижней части корпуса
имеется фланец для соединения сальника с фланцем колонны
или крестовика.
Сальник для обратной промывки скважин действует подоб-
но самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жид-
кости расширяет резиновое уплотнение и тем самым гермети-
зирует затрубное пространство.
Обратная промывка отличается от прямой тем, что наращи-
вание трубок можно проводить, не прекращая закачки жидкос-
ти в кольцевое пространство, чем исключается оседание песка
и забивание НКТ пробкой. Заметим, что такая технология про-
мывки допустима, когда в процессе подготовки скважины к ре-
монту приняты меры по предупреждению разлива выходящей
из скважины жидкости по прилегающему к скважине почвен-
ному покрову. Это условие вытекает из требования обеспече-
ния экологической охраны окружающей среды при проведении
ремонтных работ.
В связи с тем, что обратную промывку можно проводить
при непрерывной закачке промывочной жидкости, ее нередко
называют скоростной промывкой.
Недостатком прямой и обратной промывок является то, что
по мере размыва песчаной пробки происходят утяжеление про-
мывочного раствора и увеличение давления. При вскрытии в
процессе промывки скважины ее фильтра может оказаться, что
забойное давление намного выше пластового, что обусловлива-
450
Рис. 16.10. Оборудование скважины при промывке ее аэрированной жидко-
стью с добавкой ПАВ:
1 — обратный клапан; 2 — манифольд; 3 — устьевой сальник; 4 — НКТ; 6 — шланг; в —
вентили; 7 — манифольд; манометр; 9 — смеситель-аэратор; 10 — обратные клапаны;
11— вентиль; 12 — расходомер; 13 — иасос; 14 — емкость
ет поглощение промывочной жидкости пластом. Если в качест-
ве промывочной жидкости используется буровой раствор или
вода, то это ведет к ухудшению фильтрационных характерис-
тик пласта с уменьшением коэффициента продуктивности сква-
жин.
Для предупреждения отрицательного воздействия промы-
вочной жидкости на продуктивность скважины прибегают к
очистке скважин от пробок аэрированной жидкостью или пе-
нами.
Эти способы промывки скважин имеют следующие преиму-
щества: исключается или значительно ослабляется влияние
поглощения промывочной жидкости на продуктивные характе-
ристики пласта; ускоряется ввод скважины в эксплуатацию
.после завершения промывки скважины от песчаной пробки.
На рис. 16.10 показана схема оборудования скважины при
промывке ее аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ.
В скважину спускают НКТ 4, башмак которых устанавли-
вают на 10—15 м выше уровня песчаной пробки. Верхнюю тру-
бу, присоединенную к вертлюгу, оборудуют обратным клапа-
ном 1. Обратные клапаны 10 устанавливают также на линии
для подачи воздуха и воды в аэратор 9. Устье скважины герме-
тизируют сальником 3.
29
451
Вода с добавкой ПАВ насосом промывочного агрегата 13
нагнетается в аэратор 9, куда одновременно поступает воздух.
Выкид аэратора соединяется с промывочным шлангом. Регули-
рование промывки и контроль за ее осуществлением выполня-
ется с помощью вентиля 11, расходомера, манометра. Отвод
служит для уменьшения давления до атмосферного на линии
нагнетания при наращивании труб. Размытая песчаная пробка
выносится на поверхность по затрубному пространству и по-
ступает в емкость 14.
Перед началом промывки скважины в емкости 14 или в
емкостях агрегатов готовят раствор ПАВ.
ПАВ рекомендуется добавлять в следующих количествах
(в % по массе воды): сульфонол — 0,1—0,3; ОП-7 или ОП-Ю—
0,05—0,1.
Соотношение воды и воздуха регулируется в зависимости от
глубины скважины и пластового давления.
Рекомендуемая степень аэрации определяется следующими
приближенными данными:
Пластовое давление, % от гидроста-
тического ................... 60—40 40—25 25—15
Степень аэрации системы воздух —
вода, м3/м3.................. 15—20 20—30 30—50
Промывка скважин пенами технологически проводится так
же, как и аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ.
Скважины промывают посредством промывочных агрегатов,
среди которых наибольшее распространение получили промы-
вочные агрегаты Азинмаш-32М и Азинмаш-35.
Агрегат Азинмаш-32М смонтирован на тракторе Т-100М.
Агрегат оборудован трехплунжерными насосами одинарного
действия, рассчитанными на давление от 4 до 16 МПа и пода-
чу— от 10 до 3 л/с. Диаметр плунжера —130 мм. Наибольшее
число двойных ходов в минуту— 168.
Агрегат Азинмаш-35 монтируется на шасси автомобиля
ЗИЛ-130. Диапазон давлений агрегата составляет 4—16 МПа,
подача — 17—4 л/с.
Гидравлический расчет промывки
При гидравлическом расчете промывки подлежат определе-
нию следующие параметры, которые устанавливают технологи-
ческие характеристики проведения работ с оценкой требуемо-
го давления и времени на осуществление процесса.
1. Скорость восходящего потока жидкости должна быть
больше скорости падения частичек песка в ней:
Цп = Пв—со, (16.4)
где vn — скорость, подъема песчинок; vB — скорость восходяще-
го потока жидкости; со — средняя скорость свободного падения
452
песка в жидкости, определяемая в зависимости от диаметра
частиц песка:
Диаметр частиц песка, мм . . .
Средняя скорость падения частиц
песка в воде, см/с................
0,3 0,25 0,2 0,1 0,01
3,12 2,53 1,95 0,65 0,007
Обычно принимается, что цв = 2<в, тогда
(16.5)
2. Общие потери напора при промывке
= (16.6)
Здесь hi — потери напора в промывочных трубах:
(16’7)
где Н — длина промывочных труб, м; d — внутренний диаметр
промывочных, труб, м; цн — скорость нисходящего потока жид-
кости в трубах, м/с; рж— плотность жидкости, кг/м3; Л— ко-
эффициент гидравлических сопротивлений, который принима-
ется на основе опытных данных:
Условный диаметр труб, мм 48 60 73 89 114
Коэффициент гидравличе-
ского сопротивления . . 0,040 0,037 0,035 0,034 0,032
hi — потери напора при движении жидкости с песком в
кольцевом пространстве;
/г2 = фХ-^-^-рж, (16.8)
<р — коэффициент, учитывающий увеличение потерь напора
вследствие содержания в жидкости песка (ср= 1,12—1,2);
D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
di — наружный диаметр промывочных труб, м; vB — ско-
рость восходящего потока, м/с.
При определении гидравлических сопротивлений обратной
промывки пользуются теми же формулами, но только формула
(16.7) используется для восходящего потока, а формула
(16.8) —для нисходящего;
h3 — дополнительные потери, обусловленные разностью
плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве в
связи с наличием песка в восходящем потоке;
h3 = F-P;,t 1 — - 1] , (16.9)
где т — объем пустот между частицами песка, занимаемый
жидкостью, т = 0,3—0,45; F—площадь сечения обсадной ко-
лонны, м2; I — высота промытой пробки, м; f — площадь сече-
453
ния кольцевого пространства, м2; рп — плотность песка, кг/м3.
Для кварцевого песка рп = 2650—2700 кг/м3;
Д4 и h5 — потери напора, соответственно, для вертлюга и
шланга определяются суммарно (/i4 + /is) по опытным данным.
3. Время, необходимое для подъема размытой породы на
поверхность,
T = Hlvn, (16.10)
где vn — скорость подъема размытой породы.
16.7. Капитальный ремонт скважин.
Виды ремонта и организация работ
Значительный резерв роста добычи нефти и газа — ввод
в эксплуатацию бездействующих скважин. Ряд таких скважин
нуждается в сложных работах и передается в капитальный
ремонт.
Капитальный ремонт — это комплекс работ, связанных с
восстановлением продуктивности скважин, целостности обсад-
ных колонн и цементного кольца, ликвидацией сложных ава-
рий, а также спуском и подъемом оборудования при раздель-
ной эксплуатации пластов, пакеров-отсекателей, клапанов-от-
секателей и др.
Обычно капитальный ремонт проводится цехом капитально-
го ремонта скважин или специализированным управлением,
организуемым в объединении, которому передаются все рабо-
ты на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи плас-
тов (УПНП и КРС). В таком управлении сосредоточены необ-
ходимые технические средства, оборудование, материалы, тран-
спортные средства, квалифицированная инженерно-техничес-
кая служба и бригады.
Особое место в работах по капитальному ремонту скважин
занимают ремонтно-исправительные работы (герметизация
устья, исправление и замена поврежденной части колонны,
перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание
цементных пробок), изоляционные работы, крепление пород
призабойной зоны пласта, очистка фильтра, переход на другой
продуктивный горизонт, зарезка и бурение второго ствола,
ловильные работы. К капитальному ремонту относятся также
работы, связанные с воздействием на призабойную зону плас-
та: гидравлический разрыв, гидропескоструйная перфорация,
солянокислотная обработка, термокислотная обработка и др.
Перед проведением капитального ремонта и после его окон-
чания проводят обследование скважины с целью: установления
места и характера смятия, слома или продольного разрыва
эксплуатационной колонны; определения местоположения и со-
454
стояния труб, оборудования, различных приспособлений и по-
сторонних предметов в стволе скважины; выявления в скважи-
не песчаных и цементных пробок, а также различных отложе-
ний на стенках эксплуатационной колонны; проверки состоя-
ния фильтра скважины.
Обследование начинают с проверки состояния эксплуатаци-
онной колонны и ствола скважины при помощи шаблона. Он
представляет собой металлический цилиндр, нижняя поверх-
ность которого покрыта слоем свинца толщиной 15 мм. На бо-
ковой поверхности шаблона имеется желоб, заливаемый свин-
цом. Желоб предотвращает заклинивание шаблона при попа-
дании на него мелких металлических предметов. Через шаблон
проходит сквозное промывочное отверстие. Диаметр шаблона
соответствует диаметру эксплуатационной колонны.
Шаблон на бурильных или насосно-компрессорных трубах
медленно спускают в скважину, обязательно наблюдая за
нагрузкой по индикатору веса. Если шаблон останавливается
на какой-либо глубине и под нагрузкой вниз не проходит, его
поднимают из скважины. В зависимости от состояния залитой
свинцом поверхности шаблона составляют план дальнейшего
обследования.
Для определения местоположения в скважине постороннего
предмета, формы его верхнего конца, а также характера сло-
ма или смятия эксплуатационной колонны служат плоские или
конусные свинцовые печати. Плоская печать с торца и с боко-
вой поверхности покрыта слоем свинца толщиной 15—25 мм.
Конусная печать имеет такой же слой свинца. Наличие боль-
шой массы свинца позволяет получать глубокие отпечатки и
более объективно судить о форме нарушенной поверхности.
Наряду с обследованием скважины проводят также работы
по ее исследованию с целью определения глубины забоя и
уровня жидкости, установления интенсивности притока из плас-
та в скважину при различных значениях забойного давления,
а также обнаружения дефекта (негерметичности) эксплуатаци-
онной колонны, его характера и глубины расположения.
Дефекты эксплуатационной колонны, через которые посту-
пает жидкость определяют с помощью дебитомеров, резистиви-
метров и электротермометров, предварительно снизив уровень
жидкости в скважине.
При выполнении работ по капитальному ремонту скважин
наряду с агрегатами и инструментами для спуско-подъемных
операций используют также оборудование для вращения ин-
струмента, цементировочные и насосные установки, цементиро-
вочные и пескосмесительные машины, блоки манифольдов и
др.
К оборудованию для вращения инструмента относятся рото-
ры и вертлюги.
455
Цементировочные агрегаты предназначены для приготовле-
ния, закачивания и продавливания тампонажных и других
растворов в скважину, для промывок скважин через спущен-
ные в них трубы, обработки призабойной зоны пласта, опрес-
совки труб и оборудования. Цементировочный агрегат имеет
следующие основные узлы: плунжерный насос высокого давле-
ния, центробежный насос с отдельным приводом, смесительное
устройство, мерные емкости, бак для цементного раствора, ма-
нифольд с запорной арматурой. Монтируется цементировочный
агрегат на шасси автомобиля. На промыслах наибольшее при-
менение нашли агрегаты ЦА-320М, ЦА-320А, ЗЦА-400А.
Для проведения работ по воздействию на призабойную зону
пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа (гидрав-
лический разрыв, гидропескоструйная перфорация, солянокис-
лотная обработка и др.) и работ по ограничению притока пла-
стовых вод используют установки насосные УН1-630Х700А
(4АН-700), УНЦ1-160Х500К (Азинмаш-ЗОА), УНЦ-2-160Х
Х500, АКПП-500 и др.
Установка УН1-630Х700А состоит из закрепленных на об-
щей монтажной раме силового агрегата, коробки передач, на-
соса, трубопровода, обвязки насоса и системы управления.
Управление установкой централизованное, с поста управления,
расположенного в кабине автомобиля. Насос плунжерного ти-
па развивает максимальное давление 70 МПа и подачу
22 дм3/с.
Установка УНЦ1-160Х500К предназначена для проведения
солянокислотной обработки и состоит из цистерны, разделен-
ной внутренней перегородкой на два отсека, трехплунжерного
насоса высокого давления и трубопровода. Установка УНЦ2-
160X500 применяется для углекислотной обработки призабой-
ной зоны пласта и снабжена центробежным насосом 4К-6, раз-
вивающим давление 1 МПа и подачу 37,5 дм3/с.
Пескосмесительная установка 4ПА используется для транс-
портирования песка, приготовления песчаножидкостной смеси
и подачи ее на прием насосных агрегатов при гидравлических
разрывах пласта, проведении различных операций, включаю-
щих закачку в скважину сыпучих, гранулированных материа-
лов. Для обвязки насосных установок между собой, к устьям
скважины применяют блок манифольдов, смонтированный на
шасси автомобиля и состоящий из напорного и приемораздаточ-
ного коллекторов.
К наиболее распространенным работам капитального ре-
монта скважин относятся ловильные работы, исправления по-
вреждений в обсадных колоннах, изоляционные работы, а так-
же работы по ликвидации скважин.
456
16.8. Ловильные работы
Ловильные работы в скважинах — один из наиболее трудо-
емких видов капитального ремонта. В процессе эксплуатации
скважин, проведения различных работ по текущему ремонту,
воздействию на призабойную зону пласта могут происходить
неполадки, связанные с разрушением, прихватом, обрывом час-
ти внутрискважинного оборудования, которая не может быть
извлечена на поверхность обычными методами.
Наиболее часто встречаются следующие работы: ловля
оборвавшихся или отвинтившихся насосно-компрессорных Труб
или насосных штанг, ловля оборвавшихся глубинных насосов
или якорей, ловля агрегата ЭЦН вместе с кабелем или без не-
го, ловля кабеля и перфоратора, извлечение насосно-компрес-
сорных труб, прихваченных песчаными или цементными проб-
ками. Иногда колонна НКТ, упавшая в скважину при ударе о
забой изгибается, ломается в нескольких местах, причем от-
дельные части располагаются в скважине рядами, создавая
особую сложность их извлечения.
После тщательного обследования состояния эксплуатацион-
ной колонны и положения упавших в скважину труб или дру-
гих предметов, приступают к спуску ловильного инструмента.
Ловильные инструменты, применяемые для ликвидации ава-
рий в нефтяных скважинах, разнообразны по типам и конст-
рукциям.
Для ловли труб применяют труболовки, овершоты, колоко-
ла, метчики; для ловли штанг — шлипсы, овершоты, крючки;
для ловли других предметов — удочки, крючки, ерши, штропы,
магнитные фрезеры и др.
Труболовки (внутренние и наружные, неосвобождающиеся
и освобождающиеся) выпускаются нескольких размеров в за-
висимости от диаметра извлекаемых труб (48, 60, 73, 89 и
114 мм). Труболовки изготовляют в двух исполнениях: упира-
ющиеся в торец захватываемой колонны и заводимые внутрь
захватываемой колонны с резьбами левого направления. Они
могут извлекать колонны как целиком, так и по частям. По
заказу потребителя труболовки могут быть изготовлены и с
резьбами правого направления.
Труболовку спускают в скважину на бурильных трубах и
НКТ и останавливают на 3—5 м выше конца оставшихся в
скважине труб. Затем создают циркуляцию промывочной жид-
кости и продолжают спуск инструмента при медленном его
вращении вправо или влево. Когда труболовку введут в извле-
каемую трубу, вращение инструмента и прокачку жидкости
прекращают и медленно натягивают колонну труб, расхаживая
ее при необходимости. Если трубы не поддаются расхажива-
457
нию, освобождающуюся труболовку, можно освободить и под-
нять.
Для ловли сломанных НКТ, верхняя часть которых пред-
ставляет собой голый конец с сорванной муфтой, применяют
колокола. Колокол представляет собой стальной кованый па-
трубок специальной формы, имеющий на верхнем конце резьбу
под муфту бурильного замка или насосно-компрессорной тру-
бы, на которой он спускается в скважину. На внутренней по-
верхности в нижней части колокола имеется конусная расточ-
ка, на которой нарезана ловильная резьба и сделано четыре-
пять продольных канавок для выхода стружки при врезании
колокола в тело трубы.
Для ловли труб за муфту используется ловильный инстру-
мент — овершот. Внутри овершота расположено несколько
плоских пружин. Извлекаемая труба при спуске инструмента,
входя в овершот, раздвигает пружины и проходит дальше,
а пружины захватывают трубу под муфтой только в тех слу-
чаях, когда трубы не прихвачены, так как при больших натяж-
ках пружины могут сломаться и остаться в скважине.
Метчики относятся к группе инструментов, вводимых
внутрь извлекаемых предметов. Корпус метчика выполнен в
виде усеченного конуса, верхний конец которого имеет внутрен-
нюю замковую резьбу для соединения с колонной бурильных
или НКТ, а нижний — ловильную резьбу с продольными ка-
навками для выхода стружки при врезании в аварийный
объект.
Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты,
комбинированные ловители. Ловлю перфораторов, кабеля и
стального каната проводят различного рода крючками, удоч-
ками и ершами в виде двух- или трехрогих вилок, которыми
захватывают ловимые предметы за выступающие части. Мел-
кие предметы (цепи, ключи, сухари и др.) извлекают различ-
ными пауками. Для ловли небольших металлических предме-
тов применяют магнитный фрезер, состоящий из переводника,
магнитной системы и корпуса с фрезерной коронкой, армиро-
ванной дробленным твердым сплавом.
16.9. Исправление повреждений в обсадных колоннах
Основные виды повреждений эксплуатационных колонн —
смятия, сломы и образование трещин.
Ослабление колонны и последующее ее смятие может быть
вызвано уменьшением толщины стенки, дефектом в резьбовом
соединении. Резкое снижение уровня жидкости в скважине,
вследствие чего внешнее давление на колонну может превысить
допустимое значение, также создает условия для повреждения
колонны. Смятие и слом колонны возможны в результате раз-
рушения призабойной зоны пласта при эксплуатации скважи-
458
ны, сопровождающейся интенсивным выносом песка, обвалами
пород.
Степень смятия колонны определяют по изменению внут-
реннего диаметра колонны. При сужении диаметра до 0,8 его
номинального значения и протяженности длины, смятого участ-
ка до 3—20 диаметров колонны смятие считают значительным.
Смятые участки колонны исправляют с помощью специаль-
ного инструмента — оправочных долот или фрезеров различ-
ной формы. Поврежденный участок обрабатывают в несколько
приемов: сначала начинают работать инструментом, диаметр
которого на 4—5 мм больше минимального внутреннего разме-
ра поперечного сечения смятой части колонны, и после каждо-
го прохода применяют инструмент, на 5 мм превышающий пре-
дыдущий по диаметру. Если при использовании оправочных до-
лот не получают положительных результатов и место смятия
протирается, то участок офрезеровывают грушевидными или
колонными фрезерами. Обработку ведут до тех пор пока шаблон
номинального диаметра не будет свободно проходить через
исправленный участок.
Выправленный участок изолируют от возможного проник-
новения посторонних вод и повторного его разрушения. Такая
изоляция достигается нагнетанием под давлением цементного
раствора через дефект в колонне; установкой металлических
пластырей; спуском дополнительной колонны или «летучки».
Для исправления таких дефектов колонн, как трещины, сви-
щи, образовавшиеся в результате коррозии, протиры, наруше-
ния резьбовых соединений устанавливают металлические плас-
тыри с помощью специального устройства.
Для ликвидации дефекта в скважину спускают предвари-
тельно деформированную в продольном направлении трубу,
которая в интервале нарушения расправляется специальной
расширительной головкой, плотно прижимаясь к внутренним
стенкам исправляемой колонны, образуя пластырь. В зависи-
мости от способа применения нагрузки к пластырю и фиксации
его в начальный период установки различают устройства без
опоры на колонну, в которых усилия для прижатия пластыря
к стенке колонны создаются гидравлическими цилиндрами
(рис. 16.11), и устройства с опорой на колонну с использова-
нием якоря.
Если исправить дефект не удается, то в основную эксплуа-
тационную колонну спускают дополнительную колонну или
«летучку» с последующим цементированием пространства меж-
ду ними. При невозможности спуска такой колонны скважину
возвращают на вышележащий горизонт или проводят зарезку
и бурение второго ствола.
Работы по зарезке и бурению второго ствола включают:
обследование и выбор места в колонне для вскрытия окна;
459
Рис. 16.11. Установка пластыря при работе устройства с опорой на колонну:
а — спуск устройства; б — установка устройства напротив поврежденного участка; 8 —
введение головки в пластырь и деформирование его; г, д — протягивание головки через
внутреннее отверстие в пластыре; е — подъем устройства иа поверхность
цементирование на соответствующей глубине и установку от-
клонителя;
бурение второго ствола до требуемой глубины;
спуск обсадной колонны, ее цементирование, испытание на
герметичность и перфорацию в интервале продуктивного го-
ризонта.
16.10. Изоляционные работы в скважинах
Разработка нефтяных месторождений при водонапорном
режиме зачастую сопровождается прогрессирующим обводне-
нием пластов и скважин. Кроме того, скважины могут обвод-
няться и посторонними водами из ниже- или вышележащих го-
ризонтов. Поступление воды в скважины может происходить
через цементный стакан на забое скважины, через отверстия
фильтра вместе с нефтью, через дефекты в эксплуатационной
колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резь-
бовые сединения). Эти дефекты возникают при некачественном
цементировании, нарушении цементного кольца в заколонном
460
пространстве, коррозии колонны под действием омывающих ее
минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникать
в процессе освоения скважины или при текущем и капиталь-
ном ремонтах.
Изоляционные работы проводят с целью изоляции верхних
вод, нижних вод, поступающих через цементный стакан и по
заколонному пространству, подошвенных и контурных вод, по-
ступающих по наиболее проницаемым интервалам и трещинам
пласта.
Приток посторонней воды в скважину обычно ликвидируют
путем цементирования нарушений в заданном интервале.
Для всех видов цементирования используют тампонажный
цемент такого же качества, как и при строительстве скважин.
При поступлении верхних вод дефект в эксплуатационной
колонне изолируют следующими способами:
заливкой цементным раствором, затворенным на водной ос-
нове, через дефект в колонне с последующим разбуриванием
цементного камня;
заливкой нефтецементным раствором с последующим вымы-
ванием его излишков;
спуском дополнительной предохранительной колонны или
«летучки» с последующим ее цементированием;
установкой специальных пакеров.
В процессе цементирования применяют специальную арма-
туру устья, используемую при гидравлическом разрыве пласта,
колонну заливочных труб, собираемую из НКТ или бурильных
труб, пакеры, цементировочные желонки и агрегаты. Перед
цементированием рассчитывают объем необходимых материа-
лов, давление в конце продавливания тампонажного раствора,
число и тип цементировочных агрегатов, время проведения
процесса. Закачка цементного раствора в заколонное простран-
ство предусматривает предварительное создание в эксплуата-
ционной колонне специальных отверстий с помощью кумулятив-
ных или гидропескоструйных перфораторов.
Во избежание попадания цементного раствора в продуктив-
ный пласт фильтр скважины засыпают песком и при необхо-
димости над насыпной пробкой, но ниже дефекта в колонне
создают цементный стакан. Цементный раствор закачивают че-
рез заливочные трубы под давлением и продавливают в зону
дефекта. По истечении срока твердения раствора колонну оп-
рессовывают на герметичность. Затем цементный стакан раз-
буривают и промывают скважину до забоя.
При наличии в колонне нескольких дефектов, их устраняют
последовательно сверху вниз.
Для разбуривания цементных стаканов широко применяют
забойные винтовые двигатели, состоящие из трех основных уз-
лов: секции двигательной, секции шпинделя и клапана, кото-
461
рые соединяются между собой с помощью замковых резьба
Рабочие органы секции двигательной — это ротор и статор,
представляющие собой зубчатую пару с внутренним косозубым
зацеплением. Шпиндель передает осевую нагрузку на долото,
воспринимает гидравлическую нагрузку, действующую на ро-
тор двигателя, и уплотняет выходной вал, создавая необходи-
мый перепад давления на долоте.
При поступлении верхних вод по заколонному пространству
через отверстия фильтра изоляционные работы проводят:
нагнетанием нефтецементного раствора через отверстия
фильтра с последующим вымыванием излишков нефтецемент-
ного раствора;
закачкой смол и других фильтрующихся синтетических ма-
териалов.
Ограничение притока контурных пластовых и закачиваемых
вод сводится к направленной (селективной) изоляции путей
поступления воды. Эти работы осуществляются с применением
нефтецементных растворов, способных затвердевать в водона-
сыщенной среде и оставаться подвижными в нефтенасыщенных
интервалах, растворов полимеров (гипан, гипаноформалиновые
смеси, полиакриламид) и других реагентов. Тампонирование
трещин пласта, являющихся основными путями притока воды
в скважины, проводят с использованием цементных суспензий,
гранулированного магния, взаимодействующего с водой с обра-
зованием закупоривающего осадка гидроксида магния и хими-
чески инертного по отношению к углеводородам (диаметр гра-
нул 0,5—1,6 мм).
Пути проникновения нижних вод аналогичны путям проник-
новения верхних вод в скважину. При этом также проводят
цементирование под давлением через отверстия фильтра или
создают специальные отверстия.
Технология изоляции скважин от проникновения подошвен-
ных вод не отличается от таковой для изоляции от проникно-
вения нижних вод. При цементировании применяют нефтеце-
ментный и пеноцементный растворы. В ряде случаев для изо-
ляции скважин от проникновения подошвенных вод в нижней
части пласта вокруг ствола скважины создают экраны путем
закачки цементного раствора в трещины, предварительно обра-
зованные посредством направленного гидравлического разрыва
пласта.
16.11. Ликвидация скважин
Под ликвидацией скважин понимают полное списание сква-
жины со счета из-за невозможности ее дальнейшего бурения
или эксплуатации по техническим или геологическим причи-
нам.
462
Скважины, незаконченные бурением, могут быть ликвиди-
рованы вследствие:
сложной аварии и доказанной технической невозможности
ее устранения, а также невозможности использования скважи-
ны для других целей, например, возврата на вышележащие
горизонты, использования в качестве наблюдательной, нагнета-
тельной;
полного отсутствия нефтенасыщенности вскрытых данной
скважиной горизонтов и невозможности использования ее для
других целей (возврат, углубление и др.).
Эксплуатационные скважины ликвидируются по причинам:
технической невозможности устранения аварии и отсутствия
объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов;
полного обводнения пластовой водой продуктивного гори-
зонта;
снижения дебита до предела рентабельности из-за истоще-
ния или обводнения продуктивного горизонта;
прекращения приемистости и невозможности или экономи-
ческой нецелесообразности восстановления приемистости.
Технология работ по ликвидации скважины предусматрива-
ет: промывку скважины и очистку стенок от глинистой корки,
нефти, парафина, смолистых веществ, продуктов коррозии; ус-
тановку сплошного или прерывистого цементного моста в ин-
тервале от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех
интервалов перфорации и нефтегазопроявлений; опрессовку на
герметичность оставшейся части ствола скважины и цементно-
го моста; проверку герметичности межколонного пространства
и при необходимости цементирование его до полной гермети-
зации.
Иногда, при отсутствии газовых и газонефтяных залежей,
а также напорных минерализованных вод, способных загряз-
нить верхние пресные воды, обсадные колонны извлекают из
скважины.
Устье ликвидированной скважины оборудуют репером с
указанием номера скважины, наименования месторождения и
организации (НГДУ, УБР).
16.12. Техника безопасности и охрана окружающей среды
при подземном ремонте скважин
Подземный ремонт скважин отличается многообразием и
трудоемкостью выполняемых работ, наличием многих опасных
моментов. Основные причины несчастных случаев — неправиль-
ные или опасные приемы работы, неисправность оборудования
и инструмента, плохая подготовка рабочего места, неудовлет-
ворительная организация обучения и исправность инструмента
463
рабочих, отсутствие надлежащего технического надзора за ра-
ботой.
На основании накопленного опыта ремонта скважин разра-
ботан комплекс мероприятий по охране труда, включающий
вопросы технологии и оборудования, подготовки и содержания
рабочих мест, организации труда и создания нормальной про-
изводственной обстановки.
Для безопасного ведения работ каждый работник подземно-
го ремонта должен знать основные правила обращения с обо-
рудованием, механизмами и инструментами, правила пользо-
вания ими и правила поведения работника во время выполне-
ния работ.
Каждую вышку (мачту) необходимо периодически осматри-
вать и испытывать на прочность статической нагрузкой, превы-
шающей номинальную на 50%. Сроки плановых осмотров и
порядок испытания вышки или мачты на прочность устанавли-
ваются объединением или нефтегазодобывающим управлением
и согласуются с местными органами Госгортехнадзора.
До начала работы необходимо проверить состояние рабо-
чего места, используемого оборудования, инструментов, прис-
пособлений и в случае обнаружения дефектов принять меры к
их устранению путем ремонта или замены.
Перед проведением спуско-подъемных операций необходимо
проверить надежность и безопасность работы талевой систе-
мы (каната, шкивов, блоков и приспособлений). Это достига-
ется холостым спуском и подъемом талевого блока. Необхо-
димо обратить внимание и на крепление неподвижного конца
талевого каната. Сам канат бракуется при обрыве 10% прово-
лок или износе наружных проволок до 40% их диаметра.
При подготовке к работе элеваторов необходимо тщательно
проверить исправность замка, так как загруженный элеватор
с неисправным замком может разомкнуться, а при падении на-
нести травму обслуживающему персоналу и вызвать аварию—
падение труб или штанг в скважину.
Работающим категорически запрещается стоять под подни-
маемым грузом.
Особое внимание следует уделять состоянию площадки у
устья скважины. Она должна быть всегда чистой и исправной,
без посторонних предметов.
Бригада по ремонту скважин должна быть обеспечена спец-
одеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособле-
ниями. При работе в газовой среде или с токсичными реаген-
тами обслуживающий персонал должен быть обеспечен инди-
видуальными противогазами или респираторами и обучен
пользоваться ими.
При работе на объектах добычи нефти и газа и несоблюде-
нии правил противопожарной безопасности возможны взрывы
464
и пожары, как результат нарушения герметичности газовых си-
стем и разливов нефти. Поэтому при проведении подземного
ремонта площадка вокруг скважины не должна быть залита
нефтью, а в случае разлива она должна быть очищена и при-
сыпана песком. На каждом производственном объекте необхо-
димо иметь песок и огнетушитель. Каждый работник должен
уметь хорошо владеть огнетушителем.
В качестве огнегасительных веществ используют воду, твер-
дые вещества (песок, кошмы), такие газы, как азот, углекис-
лый газ, пены. Для ликвидации пожара механически воздейст-
вуют на пламя, изолируя его от воздуха, охлаждают или уда-
ляют горючие вещества из очага горения. Для этого использу-
ют водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенока-
меры, пенозакидные мачты и др.
При возникновении пожара необходимо немедленно оповес-
тить пожарную охрану, пользуясь радиосвязью, телефонной
связью или пожарной сигнализацией.
Текущий и капитальный ремонты скважин являются одними
из источников загрязнения окружающей среды нефтью, плас-
товой водой, а также различными химическими реагентами или
их растворами, составляющими основу рабочих и промывочных
жидкостей. В подготовительно-заключительный период ремонт-
ных работ из-за нарушений режимов глушения скважины или
ее освоения возможны выбросы скважинной жидкости вплоть
до неуправляемого фонтанирования.
Предотвращение загрязнения окружающей среды при про-
ведении работ по подземному ремонту скважин достигается
проведением следующих мероприятий:
использование закрытой системы циркуляции промывочной
жидкости, включающей слив отработанной или оставшейся
жидкости в специальную емкость, нефтеловушку или канализа-
цию;
сбор, вывоз или обезвреживание на месте продуктов ремон-
та (углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважи-
ны должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, ес-
ли утилизация невозможна);
обваловка площадки вокруг скважины, особенно в случаях
возникновения неуправляемого фонтанирования;
применение устьевых малогабаритных противовыбросовых
устройств;
рекультивация территории, примыкающей к скважине, для
сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причине-
ния ущерба передвижением тяжелых автомобильных и трак-
торных агрегатов.
30—1020
465
Контрольные вопросы
1. Назначение текущего ремонта скважин.
2. Дайте характеристику ремонтных работ в скважинах при различных
способах их эксплуатации.
3. Какое оборудование применяется при текущем ремонте скважин?
4. Как организуются работы прн спуско-подъемных операциях?
5. Как осуществляется промывка песчаных пробок?
6. Укажите основные виды капитального ремонта скважин.
7. Ловильные работы в скважинах и применяемый инструмент.
8. Как проводится исправление повреждений в обсадных колоннах?
9. В каких случаях и как проводятся изоляционные работы в скважинах?
10. Назовите основные мероприятия по охране труда и окружающей
среды при подземном ремонте скважин.
ГЛАВА 17
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МОРЯ,
БОЛОТ И ЗАТОПЛЯЕМЫХ ТЕРРИТОРИЙ
17.1. Гидротехнические сооружения
и особенности эксплуатации скважин
Высокая разведанность территорий с благоприятными гор-
но-геологическими и климатическими условиями предопределя-
ет необходимость направления и расширения поисково-разве-
дочных работ на нефть и газ в менее удобные для разработки
районы шельфа морей и заболоченных территорий.
Примером успешного освоения разработки морских место-
рождений нефти и газа с использованием сложных техничес-
ких решений могут служить месторождения на Каспийском
море.
Главным направлением разработки месторождений на Кас-
пийском море начиная с 50-х годов (месторождения Гюргяны-
море, Нефтяные Камни, Песчаный-море, Сангачалы-море и др.)
является использование сложных гидротехнических сооруже-
ний, которые включают насыпные дамбы, эстакады с приэста-
кадными площадками и отдельные стационарные основания.
Насыпные дамбы строятся на мелководье из бутового кам-
ня, щебня и песка. Для защиты от размыва боковые части дам-
бы обрамляются крупноблоковым камнем. Центральная проез-
жая часть формируется из щебня и песка. Дамбы — транспорт-
ные артерии, которые на глубоком море переходят в эстакаду
(месторождения Песчаный-море, Сангачалы-море).
При разработке месторождений нефти и газа на заболочен-
ных местах, мелководных озерах или лагунах дамбы строят
намывом песка, а для предупреждения размыва волнами боко-
466
Рис. 17.1. Основание типа МОС-3 с буровой установкой на море (а) и эстака-
ды (б), образующие единую транспортную систему:
/ — буровая вышка; 2 — основание МОС-3; 3 — основание под культбудку; 4 — верхняя
площадка эстакады; 5 —свая
вые части дамб защищают бетонными плитами. Рядом с дам-
бами намываются площадки, с которых разбуриваются кусты
скважин. Использованием дамб и намывных площадок разра-
батывается нефтегазовое месторождение Самотлор.
Эстакады представляют собой металлический мост, собран-
ный из ферм, устанавливаемых на металлических трубчатых
сваях, забитых в морское дно (рис. 17.1). Непосредственно к
30'
467
эстакаде примыкают площадки под скважины, пункты для
сбора нефти и газа и резервуары для нефти.
По эстакаде сбоку от ее проезжей части прокладываются
нефтегазоводопроводы, линии электроснабжения и связи, по-
жарный водопровод.
С ростом глубин моря стоимость строительства эстакад су-
щественно увеличивается при одновременном нарастании опас-
ностей монтажа этих сооружений в условиях морских волн.
Большую сложность представляет разработка месторожде-
ний нефти и газа с отдельных морских оснований (см. рис. 17.1)
и особенно при больших глубинах моря.
В начале освоения метода разработки морских месторож-
дений посредством отдельных оснований их строили забурива-
нием в дно моря металлических свай, чаще используя для это-
го отработанные бурильные трубы. К сваям в надводной части
приваривалась металлическая площадка, на которой размеща-
лись буровая вышка и оборудование для бурения скважин.
По завершении бурения скважин на площадке устанавливалось
оборудование для добычи нефти. Площадка соединялась с бе-
регом нефтепроводом и линией электропередачи.
С ростом глубин моря и выходом на морские месторожде-
ния, значительно удаленные от берега, встал вопрос об индуст-
риализации строительства платформ для морской нефтедобы-
чи. Индустриализация строительства свелась к тому, что от-
дельные элементы платформ подводной и надводной частей
строятся на суше в заводских условиях, а затем на специаль-
ных морских судах вывозятся в море, где собираются в мощ-
ную платформу. Индустриализация строительства морских
платформ позволила освоить разработку нефтяных месторож-
дений при глубинах моря 20 м и более.
Особенность организации нефтегазодобычи на морских ак-
ваториях с использованием эстакад состоит в том, что скважи-
ны на приэстакадных площадках располагают группами (кус-
тами), а большинство скважин являются наклонно-направлен-
ными с отклонением забоев нередко на 500 м и более.
Эксплуатация таких скважин имеет свои сложности, обуслов-
ленные большой их кривизной. Эти сложности особо проявля-
ют себя в период механизированной добычи.
Большая кривизна скважин нередко делает невозможным
использование ЭЦН для извлечения нефти, так как спуск и
подъем в скважину кабеля без его повреждения практически
исключен.
При эксплуатации скважин ШСН также имеются сложнос-
ти, обусловленные существенным возрастанием нагрузок на
станок-качалку в связи с трением штанг о трубы, что ведет
к быстрому износу труб и штанг. Предпочтительным способом
эксплуатации скважин в этих условиях может быть газлифт-
468
ный, однако его применение оправдано только при больших
отборах жидкости из скважин. При малых же отборах (до
10 т/сут) технико-экономические показатели газлифта ниже,
чем при эксплуатации скважин ШСН.
Еще одной особенностью разработки морских месторожде-
ний и их эксплуатации является то, что продолжительность
разработки месторождения должна быть увязана со сроком
службы морских сооружений. Для обеспечения сокращения
общего срока разработки многопластового месторождения при-
бегают к объединению в один объект нескольких пластов, вскры-
вая их в скважинах общим фильтром, и применению одновре-
менно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной
скважиной. Одновременно проводятся большие работы по за-
щите металлических конструкций эстакад и отдельных морс-
ких оснований от коррозии, чтобы продлить надежность их
службы в условиях коррозионной среды (морская вода). Для
защиты от коррозии используют катодную защиту и специаль-
ные антикоррозионные покрытия.
Наиболее активно коррозия проявляется в зоне смачивания
несущих конструкций основания морской водой. Поэтому перио-
дически обновляется антикоррозионное покрытие этой части мор-
ских сооружений.
Малые размеры площадок и кустовое расположение сква-
жин, расстояние между устьями которых нередко достигает
всего 1,5 м, обусловливают дополнительные сложности в ис-
пользовании и обслуживании оборудования для добычи нефти
и особенно в условиях механизированных способов эксплуата-
ции.
Для рационального использования площади кустового ос-
нования при эксплуатации скважин ШСН находят применение
безбалансирные станки-качалки (рис. 17.2) конструкции Азин-
маш, основные элементы которых (редуктор, тормоз, клиноре-
менная передача) конструктивно повторяют узлы станка СКН-
3-915. К передней части рамы станка крепится поворотная
стрела со шкивом. Возвратно-поступательные движения колон-
не штанг придаются посредством кривошипа, установленного
на ведомом валу редуктора, шатуна с траверсой, втулочно-
роликовой цепи и подвески. Уравновешивание станка-качалки
осуществляется перемещением грузов на кривошипе. Исполь-
зование этих станков улучшает условия для ремонта скважин,
так как поворотом стрелы на 90° освобождается площадь у
устья скважины для выполнения работ.
Опыт использования этих станков на морских нефтепромыс-
лах НГДУ «Артемнефтегаз» показал их высокую эффектив-
ность.
При эксплуатации скважин ШСН в морских условиях перс-
пективной для добычи нефти может стать гидроприводная ус-
469
1
2
Рис. 17.2. Схема расположения безбалансирных станков-качалок на кустовых
платформах:
/ — редуктор; 2— кривошип; 3— клнноременная передача; 4— тормоз; 5 —рама; б —
поворотная стрела; 7 — подвески; 8 — шкив; 9 — траверса; 10 — шатуи
тановка, сконструированная в МИНГе им. И. М. Губкина под
руководством А. Г. Молчанова (рис. 17.3).
Установка состоит из силового органа — гидроцилиндра, пор-
шень которого посредством штока и колонны штанг соединен
с плунжером скважинного насоса, и уравновешивающего уст-
ройства, состоящего из гидрбцилиндра с поршнем, к штоку ко-
торого посредством двух тяг крепятся подвижные НКТ с за-
крепленным в нижней части ШСН.
Гидроприводная установка приводится в движение силовым
насосом, который перекачивает жидкость попеременно в верх-
ние полости двух гидроцилиндров. Управление установкой
осуществляется гидравлическими системами реверсирования и
компенсации утечек.
Подвижные НКТ соединяются с выкидной линией скважи-
ны гибким шлангом. Установка работает следующим образом.
Подаваемая насосом из бака рабочая жидкость через золотник
направляется в верхнюю полость штангового гидроцилиндра.
При этом поршень перемещается вниз, а вместе с ним шток,
колонна штанг и связанный с ней плунжер. Рабочая жидкость
470
«з нижней (штоковой) полости цилинд-
ра по трубопроводу вытесняется в ниж-
яюю полость трубного цилиндра и пере-
мещает его поршень вверх. Вместе с
ним перемещается вверх цилиндр сква-
жинного насоса. Таким образом, плун-
жер движется вниз, а колонна труб —
вверх, происходит ход всасывания.
При подаче жидкости в верхнюю
полость трубного гидроцилиндра пор-
шень, а вместе с ним колонна НКТ и
•цилиндр скважинного насоса перемеща-
ются вниз. Рабочая жидкость из под-
поршневой полости трубного цилиндра
вытесняется в штанговый цилиндр, пор-
шень которого перемещается вверх.
Вместе с поршнем перемещается колон-
на штанг скважинного насоса.
Плунжер при этом поднимается, а ци-
линдр опускается, происходит ход нагне-
тания.
Колонна НКТ герметизируется уп-
лотнением, через которое пропущен
устьевой шток, а затрубное пространст-
во — уплотнением, установленным на
•фланце обсадной колонны.
Для нормальной работы установки
необходимо поддерживать постоянным
объем рабочей жидкости в подпоршне-
мотрена система компенсации утечек,
как во внутренние полости цилиндров,
так и в атмосферу в установке предус-
мотрена система компенсации утечек.
При уменьшении объема рабочей жид-
кости меньше допустимого муфта, сое-
диняющая шток и колонну штанг, на-
жимает на клапан, который в свою
очередь включает вспомогательный на-
сос, заполняющий маслом поршневую
полость до необходимого объема.
Рис. 17.3. Штанговая
гидроприводная уста-
новка с использованием
в качестве уравновеши-
вающего груза колонны
НКТ:
1 — гндроцилиндр; 2 — пор-
шень; 3 — шток; 4— труб-
ный гидроцилнндр; 5 — шток;
6 — фальшток; 7— тяга; S —
гидравлическая панель; 9 —
насос гидропривода; 10 —
бак; 11 — ннжняя траверса;
12 — колонна штаиг; 13 —
колонна НКТ; 14 — плунжер
скважинного насоса; /5 —
цилиндр скважинного насо-
са; 16 — гибкий шланг
Уравновешивание установки, т. е. обеспечение постоянной
нагрузки на двигатель при ходе штанг вверх и вниз, происходит
в результате использования колонны НКТ в качестве уравно-
вешивающего груза.
Монтаж установки непосредственно на фланце колонной
головки приводит к необходимости съема ее перед подземным
ремонтом и укладки рядом со скважиной на специальном при-
471
способлении. После ремонтных работ установку вновь монтиру-
ют на устье скважины.
17.2. Особенности организации нефтегазосбора
на морских нефтепромыслах
Система нефтегазосбора на морском месторождении зави-
сит от применяемой системы разработки и удаленности его от
берега. Так, при разработке месторождений Северная складка
острова Артема, им. 26 Бакинских Комиссаров, Песчаный-мо-
ре, где скважины расположены на отдельных или кустовых
основаниях, удаленных от берега на небольшое расстояние,
нефтегазосборные установки размещают на берегу. Основание
с берегом соединяют нефтепроводом, по которому вся продук-
ция скважины (нефть, газ, вода) поступает на береговой неф-
тесборный пункт.
Вместе с тем, по мере удаления морских оснований от бе-
рега требуется все большее давление на устье скважин для
проталкивания продукции к береговым пунктам ее сбора,
а это приводит к снижению дебита скважин при механизиро-
ванных способах эксплуатации. Поэтому для удаленных от
берега месторождений нефтесбор организуется непосредствен-
но на площадках отдельных морских оснований или ответвле-
ниях от основной магистрали эстакады.
На пункте нефтегазосбора осуществляется сепарация нефти
от газа, воды, песка, после чего очищенная нефть и газ транс-
портируются на берег по нефтепроводам.
На месторождениях, весьма удаленных от берега, например
Нефтяные Камни, непосредственно в море на специальном ос-
новании сооружается парк товарных резервуаров для накопле-
ния нефти, поступающей со сборных пунктов.
Морское основание парка товарных резервуаров оборудует-
ся причальными сооружениями для танкеров, насосной станци-
ей и арматурой для налива нефти в емкости танкера.
Ограниченные размеры приэстакадных площадок, а тем бо-
лее площадок отдельных морских оснований, потребовали
очень компактного расположения оборудования первичной се-
парации нефти, приборов для замера дебита скважин по жид-
кости и газу, отстойников для отделения нефти от воды и пес-
ка, оборудования очистки и утилизации промысловых стоков.
Причем, если в условиях эстакадного обустройства морского
нефтепромысла объекты нефтесбора могут выделяться на от-
дельной приэстакадной площадке, то при разработке место-
рождения отдельными стационарными платформами для кусто-
вого бурения скважин объекты сбора нефти и газа располага-
ют на той же платформе.
472
6
Рис. 17.4. Принципиальная схема обустройства стационарной платформы си-
стемой сбора нефти и газа:
/ — манифольд; 2— блок сепарации и замера; 5 —гребенка; 4 — факел; 5 — блок подачи
реагента; 6 — блок промышленных стоков; / — газ; ZZ — жидкость
Схема обустройства морской платформы для кустового раз-
мещения скважин объектами для добычи и сбора нефти и газа
показана на рис. 17.4. Она предусматривает осуществление
следующих технологических процессов нефтегазодобычи:
1. По нефти — замер дебита каждой скважины; первую сту-
пень сепарации нефти от газа; отделение от нефти воды, песка
с последующей его очисткой и утилизацией; подачу реагентов,
ингибиторов коррозии, понизителей вязкости, растворителей
парафина и асфальтосмолистых веществ; откачку нефти насо-
сами по подводным трубопроводам на береговые пункты сбора
и дальнейшей подготовки нефти для передачи ее нефтесбыто-
вым организациям.
2. По газу — замер дебита каждой скважины; двухступен-
чатую осушку газа и дожатие его компрессором до 10 МПа;
охлаждение газа с доведением точки росы до —5 °C; транспор-
тирование его по подводному магистральному газопроводу на
береговой пункт подготовки газа для подачи потребителям при
значительном выделении из газа конденсата (он добавляется
непосредственно в нефтепровод); использование части газа в
газотурбинах для выработки электроэнергии или компримиро-
вания газа, подаваемого на газлифт, и для транспорта газа
по газопроводу. Система сепараторов имеет отвод для сброса
газа на факел при аварийных ситуациях.
3. По пластовой воде — отделение воды от нефти, механи-
ческих примесей; обработку ее поверхностно-активными веще-
473
ствами и ингибиторами с последующей закачкой ее насосам»
в водонагнетательные скважины. Если на платформе имеются
водонагнетательные скважины, а попутной воды для целей
ППД недостаточно, то осуществляется подъем на платформу
морской воды с соответствующей обработкой ее перед закач-
кой в скважины. Обработка морской воды перед закачкой в.
пласты включает очистку ее от спор водорослей и бактерий,
а также добавление антикоррозионных препаратов.
Для обеспечения нормальной работы на платформе объек-
тов добычи и сбора нефти и газа на ней сооружаются мастер-
ская по ремонту оборудования, комплекс оборудования и ин-
струмента для ремонта скважин, оборудование и инвентарь
для обеспечения безопасного ведения работ и средства пожа-
ротушения, спасательные плавсредства для эвакуации людей,
вертолетная площадка.
17.3. Охрана труда и окружающей среды при разработке
морских нефтяных и газовых месторождений
Наряду с общими положениями по охране окружающей
среды разработка морских нефтяных и газовых месторожде-
ний накладывает свои специфические требования. Так, для ра-
боты в морских условиях допускаются люди, обученные пла-
ванию и правилам оказания первой помощи утопающим.
Крайне ограничивается использование женщин для работы в
морских условиях, особенно когда эксплуатация скважин ве-
дется с отдельных оснований.
Пешеходные дорожки эстакад, приэстакадные площадки,
а также площадь индивидуального основания должны ограж-
даться перилами. Пол эстакад и оснований не должен иметь
дыр или открытых люков, попадание людей в которые может
привести к падению их в море.
По всей длине эстакады в пределах видимости и на при-
эстакадных площадках устанавливаются щиты со спасательны-
ми кругами и средствами пожаротушения.
Приэстакадные площадки и отдельные основания имеют
лестницы, спущенные от верхнего пола основания до воды.
Работающие на основании люди, проходя инструктаж по тех-
нике безопасности перед проведением работ, знакомятся с мес-
тоположением спасательных лестниц.
Если разработка морского месторождения осуществляется с
индивидуальных оснований, то работающий персонал обучает-
ся правилам перевозки на морских судах и правилам высадки
и посадки людей на отдельное основание.
Работы по обслуживанию скважин, систем сбора нефти и
газа, а также работы текущего и капитального ремонтов сква-
жин должны быть организованы так, чтобы исключалась за-
474
мазученность площадки основания и сброс нефти непосредст-
венно в море.
Борьба с загрязнением морей и озер нефтью, нефтепродук-
тами, а также пластовыми водами, нередко содержащими се-
роводород, поверхностно-активные вещества, является неотъ-
емлемой частью проблемы охраны окружающей среды.
Нефть и нефтепродукты, попадая на поверхность воды, по-
крывают большие пространства тонкой пленкой, которая су-
щественно ухудшает кислородный обмен водной среды с воз-
душным бассейном, это, в свою очередь, ведет к угнетанию
жизнедеятельности биологических объектов водной среды.
При концентрации нефтяных загрязнений выше 800 мг/м3
происходит подавление жизнедеятельности фитопланктона, ко-
торый является основой воспроизводства кислорода в воде.
Некоторые рыбы могут приспосабливаться к среде, содержа-
щей нефть. Попавшая в их организм нефть изменяет состав
крови и углеводородный обмен, в результате чего мясо рыб
приобретает специфический запах и привкус.
Еще более опасные загрязнители вод — поверхностно-актив-
ные вещества, используемые при бурении скважин и добыче
нефти. Попадая в воду ПАВ вспенивают поверхность, чем
уменьшается биохимический обмен в среде. Кроме того, ПАВ
непосредственно воздействуя на растения и рыб, вызывает их
гибель. Для предупреждения загрязнения водоемов нефтью, со-
путствующими водами, а также технологическими жидкостями
необходимо обеспечить полную герметизацию нефтегазосбора от
скважины до нефтесборного пункта. При проведении ремонт-
ных работ закачка жидкостей в скважины (при глушении сква-
жины, промывке песчаной пробки) должна осуществляться по
схеме круговой замкнутой циркуляции без сброса отходящих
вод в море.
В процессе освоения и разработки морских нефтяных и га-
зовых месторождений в акватории Каспийского моря отрабо-
тан комплекс мероприятий, обеспечивающих охрану окружаю-
щей среды, основные из которых сводятся к следующему.
До начала освоения скважин, пробуренных со стационар-
ных платформ или приэстакадных площадок, к площадкам
подводятся продуктопроводы, соединенные с нефтесборными
пунктами.
Отработанный буровой раствор из осваиваемой скважины со-
бирается в емкости и используется для бурения последующих
скважин куста. Загрязненная нефтью, кислотой или ПАВ вода
откачивается по трубопроводам в нефтесборные пункты.
Систематически контролируется состояние герметичности
колонных головок, фонтанной арматуры, фланцевых и резьбо-
вых соединений обвязки арматуры и трубопроводов. При об-
наружении неисправностей повреждения должны быстро уст-
475
раняться. Устье скважины оборудуется поддоном для сбора
разливающихся жидкостей. Поддон трубопроводом соединен с
емкостью для сбора сточных вод.
При разъединении фланцевых соединений с разливом нефти
необходимо использовать ручные поддоны, а собранную жид-
кость сливать в резервуар для сбора сточных вод, которые по
I мере наполнения резервуара откачиваются в нефтесборочный
; пункт. При очистке НКТ от парафина, асфальтосмолистых отло-
жений и солей отходы собирают в контейнеры, а затем вывозят
на берег для захоронения. Если на приэстакадной площадке
; или индивидуальной платформе имеются сосуды, работающие
1 под давлением, то отводы от предохранительных клапанов
। должны выводиться на факел и в емкость для сбора сточных
! вод. Переливные отводы резервуаров для сбора нефти также
i соединяются с емкостью для сбора сточных вод.
I Вопросы охраны окружающей среды имеют не меньшую»
। чем для морей, актуальность применительно к болотистым тер-
j риториям особенно тундровой зоны, например, Западная Си-
бирь, Коми АССР, Архангельская область и др. Биологический
покров и воздушная среда этих районов особенно чувствитель-
ны к внешнему воздействию и загрязнению нефтью, нефтепро-
I дуктами и прочими химическими препаратами. Слабая актив-
ность биологических объектов не способствует быстрому вос-
становлению экологического равновесия.
Кроме защиты окружающей среды в этих условиях от заг-
рязнений нефтью, сточными водами и химреагентами весьма
актуальна защита от теплового загрязнения и нарушений
внешнего тундрового покрова транспортной техникой.
Тепловое загрязнение, обусловленное сбросом теплых вод
или транспортом нефти и газа по трубопроводам, может приво-
, дить к растаиванию вечномерзлых грунтов с разрушением
верхнего растительного покрова и образованием болот или
,1 оврагов. Несоблюдение мер по охране окружающей среды мо-
' жет создать дополнительные трудности в освоении этих и без
[ того весьма сложных для разработки месторождений нефти и
i газа регионов.
Контрольные вопросы
i[ 1. Поясните основные особенности разработки морских месторождений
J нефти и газа.
, 2. Назовите основные гидротехнические сооружения, используемые при
। разработке морских нефтяных и газовых месторождений.
3. Особенности эксплуатации скважин при разработке морских место-
рождений?
! 4. Назовите основные мероприятия по охране труда при разработке
морских месторождений.
! 5. Сформулируйте основные требования по защите окружающей среды
при разработке нефтяных месторождений в условиях моря и тундровых
! территорий.
i 476
ОГЛАВЛЕНИЕ
Глава 1. Нефть, газ, их состав и физические свойства (Ю. А. Зару-
бин) ............................................................ 3
1.1. Состав и классификация нефтей.............................. 3
1.2. Состав природных газов..................................... 7
1.3. Газовый конденсат......................................... 11
1.4. Основные законы газового состояния........................ 11
1.5. Свойства природных газов...................................14
1.6. Фазовые состояния углеводородных систем....................16
Глава 2. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и га-
за (Ю. А. Зарубин)...............................................21
2.1. Типы пород-коллекторов.....................................21
2.2. Гранулометрический состав пород............................23
2.3. Плотность горных пород.....................................27
2.4. Пористость горных пород....................................28
2.5. Нефтегазоводонасыщенность коллекторов......................30
2.6. Проницаемость горных пород.................................32
2.7. Фазовая проницаемость горных пород.........................34
2.8. Лабораторные методы определения проницаемости ... 37
2.9. Карбонатность пород........................................41
2.10. Механические и теплофизические свойства горных пород и
насыщ ающих пласт жидкостей (А. И. Акульшин) .... 43
Глава 3. Состояние жидкостей и газов в пластовых условиях
(Ю. А. Зарубин)..................................................46
3.1. Пластовые давление и температура.......................46
3.2. Физические свойства нефти и газа в пластовых условиях 50
3.3. Аппаратура для исследования пластовой нефти .... 53
3.4. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений . . 59
3.5. Поверхностные явления при движении нефти, воды и газа в
пористой среде ............................................. 61
3.6. Нефтяные эмульсии......................................66
Глава 4. Физические основы добычи нефти и газа (Ю. А. Зарубин) 68
4.1. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи ... 68
4.2. Режимы работы нефтяных и газовых залежей .... 69
4.3. Нефтегазоконденсатоотдача пластов......................74
_ 4.4. Уравнения притока жидкости к скважине.................79
Глава 5. Подготовка к эксплуатации и освоение нефтяных и газовых
скважин (В. С. Бойко) ..............................................83
5.1. Вскрытие нефтяных и газовых пластов и оборудование забо-
ев скважин.....................................................(а£
5.2. Оборудование ствола и устья скважины.......................89
5.3. Освоение скважии...........................................92
А-4. Техника безопасности, противопожарные мероприятия и охра-
на окружающей среды при освоении нефтяных и газовых скважин 97
Глава 6. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов
(А. И. Акульшин).................................................104
6.1. Исследование нефтяных скважин при установившихся режи-
мах фильтрации..............................................104
477
6.2. Исследование нефтяных скважин прн неустановившнхся ре
жимах ...................................................
6.3. Исследование газовых скважин.......................
6.4. Исследование водонагнетательных скважин ....
6.5. Гидродинамические исследования трещиновато-пористых пла
стов.....................................................
6.6. Исследование пластов по методу гндропрослушнвання
6.7. Апдаратура для исследования скважин................
Глава 7. Разработка нефтяных и газовых месторождени:
(А. И. Акулинин)..............................................
7.1. Понятие системы разработки.........................
7.2. Последовательность решения задач проектирования разработ
ки нефтяных месторождений................................
7.3. Основные геологические данные для проектирования разра
боткн ...................................................
7.4. Расчет показателей разработки залежей нефти при разных
режимах .................................................
7.5. Контроль и регулирование разработки нефтяных месторож
деннй ...................................................
7.6. Разработка газовых и газоконденсатных месторождени!
Глава 8. Поддержание пластового давления и повышение иефтеотда
чи пластов (А. И. Акулинии)...................................
8.1. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержани
ем пластового давления ..................................
8.2. Требования, предъявляемые к нагнетаемой воде
8.3. Геолого-промысловые условия применения методов повыше
ния нефтеотдачи..........................................
8.4. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов
8.5. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов
8.6. Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов
8.7. Методика оценки эффективности при применении методов по-
вышения нефтеотдачи ........................................
8.8. Мероприятия по охране труда и окружающей среды при осу-
ществлейни методов повышения нефтеотдачи....................
Глава 9. Фонтанная эксплуатация иефтяйых скважин (В. С. Бойко)
9.1. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси в сква-
жине .......................................................
9.2. Расчет параметров фонтанного подъемника и его коэффици-
ента полезного действия ....................................
9.3. Оборудование фонтанных скважин........................
9.4. Регулирование работы фонтанной скважины...............
9.5. Исследование фонтанных скважин и установление режима их
работы .....................................................
9.6. Неполадки при работе фонтанных скважин................
9.7. Автоматизация фонтанных скважин.......................
9.8. Техника безопасности и противопожарные мероприятия прн
фонтанной эксплуатации скважин..............................
9.9. Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных и
газовых промыслах...........................................
Глава 10. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин (В. С. Бойко)
10.1. Общая характеристика газлифтного способа добычи нефти
10.2. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию . . . .
10.3. Основные расчеты по определению конструкции и режимных
параметров работы газлифтных подъемников....................
10.4. Компрессорное хозяйство на нефтяных промыслах
10.5. Исследование газлифтных скважин и установление режима
их работы........................................J’.’...'..
109
118
122
122
124
125
I—
134
134
137
141
158
179
183
191
191
198
202
213
224
229
233
233
250
254
256
_258.
251
264
266
267
268
268
275
291
295
478
10.6. Неполадки прн эксплуатации газлифтных скважин . . , 299
10.7. Виутрнскнажинный газлнфт..............................300
10.8. Периодическая эксплуатация газлифтных скважин . . . 302
10.9. Обслуживание н автоматизация газлифтных скважин . . 308
10.10. Техника безопасности, противопожарные мероприятия и
охрана окружающей среды при газлифтной эксплуатации скважин 309
Глава 11. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами
(В. С. Бойко)....................................................310
— 11.1. Схема штанговой скважинной насосной установки и основ-
ное оборудование ............................................ 310
11.2. Подача штанговой скважинной насосной установки и влияю-
щие на нее факторы...........................................312
11.3. Определение нагрузки на штанги и станок-качалку . . 316
'—“11.4. Станки-качалки, насосы, насосные штанги и оборудование
устья насосных скважин.......................................322
11.5. Выбор оборудования и установление параметров, работы
штанговой насосной установки ............................... 331
11.6. Исследование насосных скважин и динамометрирование
скважинных насосных установок................................336
11.7. Борьба с вредным влиянием газа на работу штангового на-
соса ........................................................340
11.8. Эксплуатация пескопроявляюшнх насосных скважин . . 345
11.9. Эксплуатация наклонных и искривленных скважин . . 348 <
11.10. Эксплуатация насосных скважин при добыче высоковязких
нефтей.....................................................349
11.11. Борьба с отложениями парафина........................§50^
11.12. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин штан-
говыми скважинными насосными установками...................351
11.13. Автоматизированный контроль и управление скважинами,
оборудованными штанговыми скважинными насосными установ-
ками ...................................................... 353
11.14. Обслуживание скважин, оборудованных штанговыми сква-
жинными насосными установками..............................356
11.15..Техника безопасности и противопожарные мероприятия при
эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными
насосными установками......................................356
Глава 12. Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами
(В. С. Бойко)................................................358
- 12.1. Схема установки центробежного электронасоса . . . 358
12.2. Основные узлы установки центробежного электронасоса 359
12.3. Подбор установок центробежных электронасосов к скважи- 1
нам.............................................. ....... 364
12.4. Исследование скважин, оборудованных установками центро-
бежных электронасосов .................................. 367
12.5. Обслуживание скважин, оборудованных установками центро-
бежных электронасосов .................................. 368
12.6. Эксплуатация скважин погружными винтовыми электрона-
сосами ...................................................370
12.7. Бесштанговые насосы других типов....................372
12.8. Техника безопасности при эксплуатации скважин бесштанго-
вымн электронасосами......................................377
Глава 13. Эксплуатация газовых скважии (В. С. Бойко) . . . 379
13.1. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин 379
13.2. Расчет лифта для газовых скважин....................381
13.3. Установление технологического режима работы газовой
i скважины...................................................384
479
13.4. Осложнения прн эксплуатации газовых скважнн н мероприя-
тия по их устранению..........................................385
13.5. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин 388
13.6. Автоматизация газового промысла........................392
13.7. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при
эксплуатации газовых скважин..................................394
13.8. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации
открытых нефтяных и газовых фонтанов..........................395
Глава 14. Одновременная раздельная эксплуатация одной скважиной
нескольких пластов (В. М. Дорошенко)...............................398
14.1. Целесообразность применения раздельной эксплуатации не-
скольких пластов одной скважиной..............................398
14.2. Принципиальные схемы и оборудование для одновременно-
раздельной эксплуатации ..................................... 398
14.3. Особенности эксплуатации скважин, оборудованных установ-
ками ОРЭ......................................................404
Глава 15. Методы увеличения продуктивности скважин (В. М. Доро-
шенко)............................................................406
15.1. Назначение и классификация методов воздействия на приза- i
бойную зону пласта............................................ 407 |
15.2. Химические методы воздействия на призабойную зону пласта 408
15.3. Механические методы воздействия на призабойную зону |
пласта........................................................417
15.4. Тепловые методы воздействия на призабойную зону пласта 425'1
15.5. Комплексное воздействие на призабойную зону пласта . . 427
15.6. Обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активны- '
ми веществами................................................. 430 ;
Глава 16. Текущий и капитальный ремонты скважин (А. И. Акуль-
;шии, В. М. Дорошенко)..............................................432
16.1. Виды ремонта в скважинах................................432
16.2. Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин, и
характеристика ремонтных работ................................433
16.3. Состав и организация работ по текущему ремонту скважин 437 ij
16.4. Наземные сооружения н оборудование, используемое при !>
текущем ремонте скважин....................................ч 438 I
16.5. Организация работ при проведении спуско-подъемных one- |
раций....................................................... 4441
16.6. Ликвидация песчаных пробок в скважинах. Гидравлический I
расчет прямой и обратной промывок........................... 448 j
16.7. Капитальный ремонт скважин. Виды ремонта и организация ?
работ...................................................... 454 *
16.8. Ловильные работы..................................... 457 ,
16.9. Исправление повреждений в обсадных колоннах . . . 458;
16.10. Изоляционные работы в скважинах.................... 460',
16.11. Ликвидация скважин.................................. 4621
16.12. Техника безопасности и охрана окружающей среды при 1
подземном ремонте скважин......................... . . 463|
Глава 17. Особенности эксплуатации нефтяных и газовых скважин в
условиях моря, болот и затопляемых территорий (А. И. Акульшин) 466 i
17.1. Гидротехнические сооружения и особенности эксплуатации i
скважин................../................................... 466!
17.2. Особенности организации нефтегазосбора иа морских нефте-
промыслах.................................................... 472,
17.3. Охрана труда и окружающей среды при разработке морских 1
нефтяных и газовых месторождений............................474
-480
)