Способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. Различают:
· хорошо проницаемые породы: песок, песчаники, известняки, алевролиты.
· плохо проницаемые породы: глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели.
Так же различают:
· абсолютную,
· фазовую
· относительную проницаемость.
Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь одной фазы(однородной жидкости или газа). На нее влияет размер и структура поровых каналов, но не насыщающий флюид.
Проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем называется фазовой (эффективной) проницаемостью. Она зависит от количественного содержания флюидов в пласте, а также их физико-химических свойств. С практической точки большее значение имеет относительная фазовая проницаемость.
Отношение эффективной проницаемости к выбранной базовой проницаемости (обычно абсолютной) называется относительной фазовой проницаемостью.
Определяется пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор) способность коллекторов вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды.
Пористость горных пород - это наличие в породе пустот (пор), в которых находятся пластовые флюиды (нефть, газ, вода).
Различают пористость пород:
· полная(абсолютная);
· открытая.
общее отношение суммарного объема пор к общему объему керна называется полной пористостью.
(4.1)
где Vпор - объем всех пор в горной породе , м3;
Vг.п- объем горной породы, м3
Объём сообщающихся между собой пор, заполняемыми жидким или газообразным флюидом при насыщении породы в вакууме называется открытой пористостью; она меньше общей пористости на объём изолированных пор.
Относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов называется эффективной пористостью.
(4.2)
где mэф-эффективная пористость , д.ед.;
Vпордв- объем пор, по которым возможно движение жидкости и газа , м3.
Насыщенность горных пород.
Количественно оценивается величиной коэффициента нефтенасыщенности (газо или водонасыщенности), находящийся как доля объема пор, заполненных нефтью (газом или водой). Величина нефтенасыщенных пластов колеблется в пределах от 55 до 95 процентов.
Свойства пластовых флюидов.
Флюиды, которые содержащиеся в залежи подлежащие извлечению, подразделяются на:
* природные газы (в том числе и не углеводородные);
* газоконденсаты;
* нефтегазоконденсаты;
* нефть;
* газированные пластовые воды;
* минерализованные пластовые воды.
Пластовые флюиды могут встречаться как в чистом виде, так и в комбинированном (смешанными в различных пропорциях).
Нефть, газ, вода в пласте может состоять из различных химических соединений -- компонентов:
* нефть представляет собой смесь углеводородных компонентов с примесями серы и азота, а также с малым содержанием металлов (железа, магния, алюминия, хрома и др.);
* основным компонентом газа является метан; также в состав природных газов входят пропан, бутан, азот, углекислый газ, сероводород, гелий, аргон;
* вода может быть представлена следующими компонентами: пресной водой, растворёнными в воде ионами хлора, сульфата, гидрокарбоната, натрия, магния, кальция, калия и железа.
Свойство флюида оказывать сопротивление взаимному перемещению соседних слоёв называется вязкостью (внутренним трением) флюида. Согласно общему закону внутреннего трения чем больше вязкость, тем меньше скорость притока флюида к скважине.
5. Бурение скважин
Горная выработка малого диаметра и большой глубины называется скважиной. Начало скважины называется устьем, ее середина - стенкой или стволом, а дно скважины - забоем.
Бурением скважины - процесс, при котором сооружается цилиндрическая горная выработка в земле, диаметром малым по сравнению с ее глубиной. Бурение состоит из следующих операций:
-монтаж наземных сооружений;
-углубление ствола скважины путем разрушения горных пород буровым инструментом;
-удаление выбуренной породы из скважины;
-укрепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами и цементирование заколонного постранства;
-исследование горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;
-спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.
1-обсадные трубы; 2- цементный камень; 3- пласт; 4- перфорация в обсадной трубе и цементном камне.
I- направление; II- кондуктор; III- промежуточная колонна;
IV-эксплуатационная колонна.
Рисунок .1 Конструкция скважины.
В нашем регионе, при бурении скважин, в основном применяют роторное бурение.
Роторное бурение - это одна из разновидностей вращательного бурения при котором вращательное движение долота в скважине осуществляется через бурильную колонну от ротора, который установлен на поверхности. Данным методом бурят разведочные и эксплуатационные скважины. Бурение роторным способом делится на два основных вида: роторное бурение с прямым водостоком, роторное бурение с обратным водостоком. Методика бурения с прямым водостоком заключается в том, что раствор для промывки из емкости насосом подается по бурильным трубам на забой скважины. А затем из забоя вместе с частицами разбуренной породы по межтрубному пространству вода поднимается на устье и по лотку поступает в отстойник. В большинстве случаев для промывки во время роторного бурения применяют глинистые растворы или растворы различных клеящихся веществ. Данные растворы в зависимости от разбуриваемых пород имеют различный удельный вес, и благодаря этому не требуется закреплять стенки скважины в пределах значительных интервалов, а именно до ста метров.
В процессе роторного бурения с обратной промывкой, промывочный раствор движется из отстойника в скважину, а затем в место между боковой бурильной поверхностью колонны труб и стенками водоносного источника, а далее к забою. Как только промывочный раствор дошел до забоя , он вместе с частицами разбуренной породы, при помощи установленного на поверхности насоса, через отверстия находящиеся на самом долоте засасывается в колонну труб, а дальше по шлангам поступает в отстойник. При такой промывке как правило используют только чистую воду. Роторное бурение при использовании обратной промывки имеет ряд определенных преимуществ, к которым, прежде всего, относят: высокую скорость бурения, небольшой расход труб (обсадных), а так же возможность проходки скважин, имеющих большой диаметр, с обсыпкой фильтров песчаными и гравийными материалами.
1 -- буровое долото; 2 -- УБТ; 3 -- бурильные трубы; 4 -- кондуктор; 5 -- устьевая шахта; 6 -- противовыбросовое устройства; 7 -- пол буровой установки;8 -- буровой ротор; 9 -- ведущая бурильная труба; 10 -- буровой стояк;11 -- вертлюг; 12 -- крюк; 13 -- талевый блок; 14 -- балкон верхового рабочего;15 -- кронблок; 16 -- талевый канат; 17 -- шланг ведущей бурильной трубы; 18 -- индикатор нагрузки на долото; 19 -- буровая лебёдка; 20 -- буровой насос;21 -- вибрационное сито для бурового раствора; 22 -- выкидная линия бурового раствора.
Рисунок 5.2. Общая схема буровой установки.
затрубного пространства обсадных колон является разобщение продуктивных пластов.
Завершение скважины- это ее освоение(вызов притока с помощью свабирования).
Осложнениями во время бурения являются разрушения стенок скважины, поглощения раствора.
Для предупреждения последствий разрушения стенок скважины следует применять утяжеленные буровые растворы, не допускать длительного пребывания бурильной колонны в покое, обеспечивать высокие скорости проходки.
Наиболее эффективный метод борьбы с поглощением бурового раствора, это добавление наполнителей. Их добавляют в циркулирующий буровой раствор или проводят разовую закачку в зоне поглощения.
показателей разработки.
Из-за недостаточного пластового давления все месторождения Республики Татарстан разрабатываются с заводнением.
Заводнения бывают следующих видов:
Законтурное заводнение. Нагнетательные скважины размещаются за внешним контуром нефтеносности на расстоянии не менее 100 м, добывающие - внутри контура нефтеносности параллельно контуру. Нефтеотдача при таком заводнении увеличивается до 70 процентов. Как правило, его применяют при разработке небольших по размерам залежей;
Рисунок 6.1. законтурное заводнение.
Приконтурное заводнение. При приконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются непосредствено вблизи контура нефтеносности, либо на самом контуре. Данный метод заводнения используется на месторождениях с низкой проницаемостью в той части, которая заполнена водой.
Рисунок 6.2. Приконтурное заводнение.
Внутриконтурное заводнение- месторождение «разрезается» на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется подобие законтурного заводнения. Такое заводнение применяется при разработке залежей, занимающих значительную площадь;
Рисунок 6.3. Внутриконтурное заводнение
Очаговое заводнение, при таком заводнении нагентательные скважины располагаются на отдельных участках и не связаны с одной общей системой. Применяются для выработки нефти из небольших линзообразных залежей.
При избирательном заводнении нагнетательные скважины располагаются не строго в ряд, а исходя из распределения колекторских свойств пластов по площади.
Рисунок 6.4. Очаговое заводнение
При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.
Рисунок 6.5 Блоковое заводнение
Схeма водоснабжения системы ППД показана ниже, на рисунке 6.6.
1 - водозаборные устройства; 2 - станции I подъема; 3 - буферные емкости для грязной воды; 4 - станция водоподготовки; 5 - буферные емкости для чистой воды; 6 - насосная станция II подъема; 7 - кустовые насосные станции (КНС); 8 - нагнетательные скважины; 9 - разводящий водовод; 10 - водовод высокого давления (10 - 20 Мпа)
Рисунок 6.6. Типовая схема водоснабжения системы ППД.
7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин
Эксплуатация нефтяной скважины происходит разными способами, на выбор которых влияет состав нефти и газа, степень обводненности, вязкость нефти, напор жидкости в скважине и многие другие факторы.
Нефтяные и газовые продукты могут быть излечены из скважины фонтанным, механизированным или же газлифтным способом добычи.
Так как в нашей республике фонтанный и газлифтный метод не используется, мы более подробно изучим механизированный способ эксплуатации скважин.
Данный способ бывает нескольких видов. Эксплуатация ШГН, ЭЦН или винтовым насосом. Выбор метода эксплуатации зависит от таких факторов как, например вязкость, обводненность, глубина скважины.
Эксплуатация с помощью штангового глубинного насоса(ШГН).
Чаще всего при добыче нефти и газа используют штанговые глубинные насосы. Они просты в конструкции , могут выкачивать большой объем жидкости и газа и довольно таки долговечны. Больше половины всех нефтяных скважин эксплуатируются ШГН.
Преимущества УШГН:
-высокий коэффициент полезного действия;
- проведение ремонта возможно прямо на промыслах;
- возможность применения в скважинах проявляющих песок, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидксти.
Недостатки:
- ограничена глубина спуска штанг;
- малая подача;
- не применим в наклонных и горизонтальных скважинах
Рисунок 7.1. Общая схема штанговой насосной установки.
Штанговая насосная установка состоит из скважинного насоса 2, бывают вставные и невставные, насосных штанг 4 насосно- компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске, сальникового уплотнения 6, полированного штока 7 подвешанного на траверсах 8, станка- качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
Глубинный штанговый насос в простейшем виде состоит из движущегося вниз- вверх плунжера. Плунжер имеет нагнетательный клапан, который пропускает жидкость на верх , но не дает ей течь вниз. Второй клапан, всасывающий, это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра так же позволяет жидкости течь вверх, а не вниз. УШГН не предназначен для глубоких скважин, поэтому на больших глубинах используют УЭЦН.
Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Они приспособлены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси. Такое положение обусловлено их преимуществами (высокая производительность, большой диапазон подач, высокий напор и т.д.), которые реализуются в условиях потребности максимального отбора пластовой продукции из скважин и наблюдающегося на современном этапе увеличения обводненности месторождений. Тем не менее, имеются факторы, препятствующие более рациональной работе скважин, оборудованных УЭЦН. Факторов, которые влияют на работу УЭЦН, множество - начиная от устройства скважин до процессов, протекающих в стволе скважины и в пласте. Одним из основных осложняющих факторов при работе насосной установки является содержание в больших объемах затрубного газа.
На нефтедобывающих предприятиях с давление газа в затрубном пространстве борются перезапуском газа из затрубного пространства клапанами устройств, откачиванием газ при помощи компрессоров, применением диспергаторов,