Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Для очищення привибійної зони здійснюють інтенсивні дренажі

самовиливанням, газліфтним і насосним способами експлуатації чи

поршнюванням (свабуванням). Самовиливанням можна досягнути

ефекту лише тоді, коли витрата притікаючої води є достатньо великою

(декілька десятків м /добу). Короткотривалі (по

6...15

хв) періодичні

виливання здійснюють до тих пір, поки стабілізується кількість

завислих частинок у рідині, що виходять із свердловини, при цьому

скорочуються обсяги відібраної води в 4...5 разів порівняно з

безперервними виливаннями.

Під час виконання усіх робіт з освоєння свердловин заборонено

скидувати мінералізовану чи забруднену нафтою воду у відкриті

водоймища, щоб не занечищувати довкілля і не знищувати флору та

фауну.

§ 5.3 Задачі, види і методи, технологія і техніка дослідження

свердловин та пластів

Задачі,

види

методи дослідження свердловин і пластів

Основна задача дослідження

покладів і свердловин - це одержання

інформації про них для підрахунку запасів нафти і газу, проектування,

аналізу, регулювання розробки покладів та експлуатації свердловин.

Дослідження починається відразу після розкриття покладів і

продовжується протягом усього "життя" родовища, тобто здійсню-

ється в процесі буріння та експлуатації свердловин, які забезпечують

безпосередній доступ у поклад.

Дослідження можна поділити на первинні, поточні і спеціальні.

Первинні дослідження проводять на стадії розвідки і дослідної

експлуатації родовища. Задача їх полягає в отриманні вхідних даних,

потрібних для підрахунку запасів нафти і проектування розробки

покладу, проектування експлуатації свердловин.

271

Поточні дослідження здійснюють у процесі розробки

покладу. їх задача - отримати відомості для уточнення

параметрів пласта, для прийняття рішення щодо регулювання

процесу розробки покладу, для проектування і оптимізації

технологічних режимів роботи свердловин та ін.

Спеціальні дослідження зумовлюються специфічними умовами

розробки покладу і експлуатації свердловин (наприклад, впровадження

внутрішньопластового горіння та ін.).

Виділяють прямі і непрямі методи дослідження. До прямих

досііджень відносять безпосередні вимірювання тиску, температури,

лабораторні методи визначення параметрів пласта

флюїдів за керном і

пробами рідини, які відібрано з свердловини.

Більшість параметрів покладів і свердловин не піддається безпосере-

дньому вимірюванню. Ці параметри визначають посередньо (не прямо),

через перерахунок їх за співвідношеннями, якими пов'язані вони з

іншими, безпосередньо виміряними побічними параметрами. Непрямі

методи дослідження за фізичними явищами, які лежать в їх основі,

поділяють на промислово-геофізичні,

гідродинамічні

та інші.

Промислово-геофізичні дослідження свердловин

Для промислово-геофізичних досліджень свердловин використо-

вують прилади, які опускають у свердловину за допомогою глибинної

лебідки на електричному (каротажному) кабелі. Тоді вимірюють певні

параметри і вивчають електричні властивості порід (електрокаротаж),

радіоактивні (радіоактивний каротаж - гамма каротаж, гамма-гамма-

каротаж, нейтронні каротажі), акустичні (акустичний каротаж),

механічні (кавернометрія) та ін.

272

Промислово-геофізичні дослідження дають змогу через перера-

хунок виміряних величин визначити:

а) характеристику пласта - коефіцієнт пористості (порової,

тріщинної, кавернозної), коефіцієнт проникності, нафтоводогазо-

насиченість, товщину пласта, глибинні відмітки його покрівлі й

підошви, літологію

глинистість порід;

б) стан розробки покладу - положення ВНК, ГКН та їх просування,

швидкість руху і розподіл по свердловинах запомпованих у пласт

агентів (метод радіоактивних ізотопів, індикаторні методи та ін.),

працюючі інтервали пласта, профілі припливу і поглинання

(свердловинна

дебіто-

витратометрія, термометрія, фотоколориметрія,

визначення вмісту ванадію і кобальту в нафті), інтервали обводнення,

склад рідини у стовбурі свердловини і його зміну (гамма-

густинометрія, діелькометрична вологометрія, резистивиметрія та ін.);

в) визначити технічний стан свердловини - якість цементування,

негерметичність обсадних труб, наявність міжпластових перетоків,

товщину стінок труб, дефекти в них, місцезнаходження інтервалів

перфорації, елементів обладнання, муфт і вибою свердловини, місце

відкладання парафіну, осадів та ін.

Ці дослідження виконують геофізичні організації. До геофізичних

досліджень відносять також свердловинні дебітовитратометричні і

термодинамічні дослідження.

Свердловинні

дебіто-

витратометричні дослідження

Ці дослідження дають змогу виділити в загальній товщі пласта

працюючі інтервали і встановити профілі припливу у видобувних і

поглинання у нагнітальних свердловинах.

Як правило, ці дослідження доповнюються одночасним вимірю-

ванням тиску, температури, вологовмісту потоку (частки води) і їх

розподілу вздовж стовбура свердловини.

273

Для дослідження на електричному кабелі через лубрикатор на гирлі

у працюючу нагнітальну свердловину опускають свердловинний

прилад - витратомір (у діючу видобувну свердловину - дебітомір),

давач якого подає на поверхню електричний сигнал, що відповідає

витраті рідини. Прилад переміщають у свердловині періодично з

певним кроком (до 1 м) від точки до точки. У кожній точці

вимірюється сумарна витрата рідини.

|І

и\

В;Г

II ::

Чі

: <?- ,

її*

Q(z) Q„ Q, б,

"*b

Z 1

Ї.

V//,

Рисунок 5.3- Дебітограма (а) і профіль (б) припливу рідини з пласта, який

складається з трьох (І, II, Ш) пропластків: Q - витрата рідини;

- приплив з і-го пропластка; z

—

вертикальна координата;

1 - інтервали перфорації; АВ - непрацюючий інтервал перфо-

рації товщиною h

274

За даними вимірювання будують діаграму інтенсивності

(витрато- або дебітограму) або переважно профіль поглинання

(припливу) рідини (рис. 5.3). Це дає змогу визначити працюючі

інтервали продуктивного пласта, їх часткову участь у загальній

витраті (дебіті) рідини, коефіцієнт охоплення розробкою пласта

по товщині (відношення працюючої товщини пласта до

нафтонасиченої чи до перфорованої), ефективність проведених у

свердловині робіт з діяння на привибійну зону пласта.

За наявності результатів вимірювань вибійного тиску можна

визначити також коефіцієнт продуктивності (приймальності) кожного

інтервалу або в разі досліджень на кількох режимах роботи

свердловини - побудувати для них індикаторні діаграми

(див.

§ 5.4).

Термодинамічні дослідження свердловин

Такі дослідження дають змогу вивчати розподіл температури у

свердловині, яка тривало простоює (геотерма) або яка працює

{термограма).

З цими даними можна визначати геотермічний градієнт,

виявляти працюючі і обводнені інтервали пласта, здійснювати аналіз

температурних процесів у пласті при тепловому діянні чи нагнітанні

холодної води і стану вироблення запасів нафти під час заводнення, а

також контролювати технічний стан свердловин і роботу підземного

свердловинного обладнання.

Зміну температури Т надр Землі з глибиною z (природна геотерма)

можна виразити рівнянням:

Т = Т

+ Г

і, (5.5)

де 7о - температура нейтрального шару Землі; r

dT/dz -

геотермічний градієнт

(у середньому дорівнює 0,033 °С/м). Якщо 7о

звести до рівня поверхні Землі, то

під

z можна розуміти не глибину від

нейтрального шару, а глибину залягання порід

від

поверхні Землі.

275

Геотерму і термограму під час нагнітання гарячої води показано на

рис.

3.7 (див. § 3.6). У видобувній свердловині висхідний потік рідини

нагріває вищезалеглі породи, причому з часом t розподіл температури

стабілізується.

Геотерму і термограми використовують під час проектування і

аналізу експлуатації свердловин.

Фільтрація флюїдів у свердловину, як дросельний процес зміни

температури

АГ від

перепаду тиску Ар (ефект Джоуля-Томсона) згідно

з рівнянням

ДГ = -

Ед

Лр, (5.6)

характеризується зміною температури флюїду на її вибої, де є

середній інтегральний коефіцієнт Джоуля-Томсона (дросельний

коефіцієнт). Для води є

=0,24, для нафти є

=0,41...0,61, для

вуглеводневого газу є

=-(3,55...4,08) С/МПа. Це означає, що під час

припливу води і нафти потік нагрівається, а під час припливу газу -

охолоджується.

У разі припливу однорідної нафти дросельні ефекти незначні

(температура нафти може підвищуватися всього на

0,4...0,6

С за

депресії тиску приблизно

МПа).

Якщо у свердловину припливає газована нафта (суміш нафти і

вільного газу), то зміну температури внаслідок дросельного і

калориметричного ефектів можна оцінити за формулою:

в -

Тщі

нРн +

гРг

н (°0 ~

рРв )

Рпл-Рв c

-a

)

де r

, Т

- пластова і вибійна температури; в

- об'ємний коефіцієнт

нафти; с

(

), р

(

) - відповідно питома теплоємність, густина за

нормальних умов нафти (газу);

- експлуатаційний газовий фактор;

0Ср

- коефіцієнт розчинності газу в нафті.

276

З використанням цієї формули можна оцінити умови відсутності

зміни температури (Г

= Т^,), випадання парафіну з нафти у пласті

(Т

<Т

№

де Т

- температура насичення нафти парафіном), радіус зони

випадання твердого парафіну в пласті.

На термограмах, які знято відразу після зупинки свердловини,

виділяються аномалії температури. Чіткіше такі аномалії видно на

термограмах, які знято після зупинки водонагнітальних свердловин,

що дає змогу виділити поглинаючі пласти.

Поінтервальний приплив нафти з кількох пластів можна визначити

за термограмою, яка знята у тривало (більше кількох діб) працюючій

нафтовій свердловині за постійного відбору. Потоки з кожного пласта,

маючи різну температуру і послідовно змішуючись, зумовлюють

стрибкоподібну зміну температури потоку суміші. Тоді приплив 2

і з

кожного, послідовно зверху вниз, пласта можна обчислювати за

калориметричним рівнянням

ДГ

рі

-0

;=Д7}£е«, (5-8)

де

АТрі

- підвищення температури потоку розглядуваного, z'-го пласта

біля його покрівлі відносно геотерми; ATj - зниження температури

потоку в межах інтервалу змішування (за рахунок калориметричного

ефекту);

Qpi

- дебіт розглядуваного інтервалу; £ Qj - сумарний дебіт

і+І

нижчезалеглих пластів відносно розглядуваного, причому для першого

- п

пласта Хб/

брЬ Q ~ загальний дебіт свердловини;

і+\

п - кількість пластів.

277

Треба зауважити, що витрато- і термометрія свердловин дають

змогу також визначити місця порушення герметичності обсадних

колон, перетікання флюїдів між пластами та ін.

Гідродинамічні методи

дослідження

Суть цих

методів

полягає у вимірюванні дебітів і вибійних тисків

(або їх зміни в часі). У цьому разі на відміну від лабораторних і

промислово-геофізичних досліджень вивченням охоплюється зона

дренування великих розмірів, а не точки чи локальні області

привибійних зон.

Безпосередньо за даними цих методів можна визначити коефіцієнт

продуктивності (приймальності) свердловини К

, коефіцієнт гідропро-

відності пласта є, пластовий тиск р

, коефіцієнт п'єзопровідності

пласта к, комплексний параметр к/г

(г

- зведений радіус

свердловини), а в поєднанні з лабораторними і геофізичними

дослідженнями - коефіцієнт проникності пласта k і зведений радіус

свердловини г

коефіцієнт досконалості

свердловини, скін-ефект.

Гідродинамічні методи дослідження поділяються на дослідження на

усталених режимах фільтрації (метод усталених відборів або пробних

відбирань) і на неусталених режимах (метод відновлення вибійного

тиску

метод гідропрослуховування).

Ці дослідження виконують служби нафтовидобувних підприємств.

Для проведення досліджень свердловин і вимірювань складають

тан-графік. Рекомендована періодичність здійснення досліджень і

вимірювань по кожній свердловині допомагає виявити всі зміни умов

роботи покладу та свердловин

в основному передбачає:

один раз на два роки - проводити гідродинамічні дослідження;

кожного року - визначати профіль припливів та інтервали

обводнення;

278

один раз на півріччя - вимірювати пластовий тиск р

і пластову

температуру Т

, визначати інтервали поглинання, положення ВНК та

ГНК у спостережних свердловинах;

кожного кварталу - вимірювати вибійний тиск/v

кожного місяця - вимірювати газовий фактор

(зар

Рн)',

один раз на

1 ...2

тижні - вимірювати газовий фактор

(зар

<р

дебіти, приймальності, обводненість продукції.

Технологія

техніка гідродинамічних досліджень

вимірювань

Спосіб експлуатації свердловини накладає технічні обмеження на

технологію здійснення гідродинамічних досліджень. Особливості,

пов'язані з технологією досліджень і методикою оброблень

результатів, розглянемо в наступних розділах.

Свердловинні прилади для глибинних вимірювань поділяють на

автономні (з місцевою реєстрацією) і дистанційні. Місцева реєстрація

здійснюється дряпаючим пером на діаграмному бланку, який пере-

міщується за допомогою годинникового приводу. У разі використання

дистанційних приладів здійснюється передавання сигналу через ванта-

жоносійний електричний кабель і реєстрація показів наземною

апаратурою.

Обробляють такі записи на діаграмному бланку з допомогою різних

пристосувань для лінійних вимірювань: мікроскопів, компараторів

(переважно польових компараторів типу К-7 з чотири або

десятикратним збільшенням)

відлікових столиків.

Опускання приладів у працюючі свердловини з надлишковим

тиском на гирлі здійснюють з використанням лубрикаторів, які

встановлюють на фонтанних арматурах.

Лубрикатор - це труба, що має на одному кінці фланець, а на

другому - сальник для ущільнення дроту або кабеля, на якому

опускається прилад у свердловину.

279

Автономні прилади опускають на дроті діаметром

1,6...2,2

мм,

використовуючи глибинні лебідки чи спеціальні устатковання для

дослідження свердловин, а дистанційні прилади - на кабелі за

допомогою автоматичної дослідницької станції, в якій, окрім

каротажної

лебідки,

є наземна вимірювальна апаратура.

Глибина опускання приладів контролюється за показами

механічного лічильника або електричного лічильника глибин.

У високодебітних свердловинах до глибинного приладу

підвішують вантажну штангу, щоб за рахунок збільшення ваги

забезпечити стабільне, без підкидувань, опускання приладу у

висхідному потоці флюїдів.

Для недопущення аварійних ситуацій, пов'язаних з пошкодженням

броні кабеля або з утворенням петель на дроті, застосовують

спеціальне обладнання, що встановлюється між лубрикатором і

фонтанною арматурою.

Прямі вимірювання тиску здійснюють свердловинними мано-

метрами: а) геліксними (автономними типу МСУ, МГН-2, МГТ-

дистанційними типу МГН-5); б) пружинно-поршневими (авто-

номними типу

МГН-1,

МПМ-4 і дистанційними типу МГД-36);

в) дифманометрами (прямої дії ДГМ-4М і компенсаційними

"Онега-1",

"Ладога-1"). Діаметр їх корпусу 25...36 мм, верхні

межі зміни абсолютного тиску - до 100 МПа, найбільший

робочий тиск дифманометрів становить 40 МПа, область

робочих температур від -10 до + 400 °С.

Для вимірювання дебітів (витрат) рідини використовують

дистанційні дебітоміри (типу РГД-2М, "Кобра-ЗбР", ДГД-6Б,

ДГД-8) і витратоміри (типу

РГД-3,

РГД-4, РГД-5). Діаметр

корпусів дебітомірів 26...42 мм, межі вимірювання

5...200

м /добу,

робочий тиск і температура 20...35 МПа та 70...100 °С.

280