Забой скважины
Скважину признают гидродинамически совершенной, если с ее помощью происходит вскрытие продуктивного пласта на всю толщину, а забой скважины является открытым, т. е. всю вскрытую поверхность забоя признают фильтрующей.
Рассчитывая температурное поле пласта на входе в пласт (или на забое скважины), в обычных условиях осуществляют задание постоянной температуры или полного количества теплоты, вносимой в пласт. Вопрос, связанный с условиями на кровле и подошвой пласта, требует специального рассмотрения.
Из формулы, используемой для несжимаемых жидкостей, следует, что не существует практической зависимости между градиентом давления для значений г, удовлетворяющих неравенству < 0,03 4и /, и временем. Он определяется по той же формуле, по которая определяется установившаяся плоскорадиальная фильтрация несжимаемой жидкости. Для указанных значений г пьезометрические кривые являются логарифмическими линиями. Происходит падение давления на забое скважины с течением времени, углы наклона касательных 0 на забое являются одинаковыми для всех кривых.
Приведем пример. Пусть в течение некоторого момента времени, принимаемого за начальный I = 0), в невозмущенном пласте с давлением р, запустили в эксплуатацию скважину с постоянным дебитом Q и спустя промежуток времени остановили. Остановкой называют ситуацию с мгновенным прекращением притока жидкости к забою скважины. Требуется определиться с давлением в любой точке пласта в любое время как в процессе работы скважины, так и после того, как она останавливается. До момента времени происходила работа одной скважины, следовательно, для определения пластового давления в любой точке пласта пользуются той же формулой.
Скважина располагается между 2-мя непроницаемыми границами (оси X и >>), расстояние между ними о = 50 м от оси х и расстояние Ь = 100 м от оси у. С момента г = О происходит отбор из нее нефти с постоянным дебитом Qo. Выведение формулы для падения давления на забое скважины Ар = = р, — р . Коэффициент пьезопроводности ч = 1,25 м /с. Как запишется эта формула для моментов времени / 8,3 10″ с +)/(4х /) < 0,03]
Теперь можно вывести условие для давления на забое скважины. Для этого записывают выражение для массового дебита, в соответствии с законом Дарси в дифференциальной форме для плоскорадиальной фильтрации.
После ознакомления с законом движения границы возмущенной области в виде (6.38) или (6.39), можно определиться с величиной давления в любой точке пласта в любой момент времени по формуле (6.33), а также изменением давления на забое скважины в любой момент времени.
В случае а) мы будем интересоваться падением давления на границе пласта р, 1) и на забое скважины р (I), в случае б) — падением давления на границе р (1) и падения дебита.
МПа-величина давления на забое скважины = 13,2 МПа-величина давления на контуре питания = 1,01 10 Па к = 0,1 мкм /г = 10 м- величина абсолютной проницаемости и толщина пласта К= 1,53 10 м (м -Па) — коэффициент растворимости газа в нефти Г = 400 м /м -газовый фактор т) = = 1,2 мПа с Т1 = 0,012 мПа с — коэффициенты вязкости нефти и газа.
Следовательно, измерение температуры на забое скважины в различные моменты времени I после пуска ее с постоянным дебитом, возможно, если считать заданными постоянные давления на забое скважины и на границе пласта. При этом, как следует из (11.19), величина давления на забое скважины поднимается не до р (как в случае фильтрации по закону Дарси), а до значения.
Породы, состоящие из обыкновенных пор, или пустот, а также различного рода каверн, трещин, полостей и т. п., являются породами проницаемыми. В них происходит движение жидкости, как указывалось выше, в соответствии с гравитационным режимом, законами гидростатики. Мы обладаем большим количеством доказательств этой проницаемости, встречаемых нами почти на каждом шагу. Наличие источников и потоков грунтовых вод, поверхностных выходов нефти и газа, притока нефти к забою скважин и т. д. — все это обусловлено именно наличием проницаемости пород и возможности свободного движения по ним жидкостей. При этом существует зависимость между скоростью движения жидкости через пористое тело, а следовательно, и через породу зависит.
Наибольшим интересом обладают исследования изменения давления на забое скважины (при г = г,).
В ситуациях с некоторыми значениями параметров оказывается, что основным значением обладает степенной член, так что изменение закона падения давления на забое скважины происходит с логарифмического на степенной. Следовательно, при наличии больших времен происходит существенно изменение вида кривых изменения забойного давления р,(1) при фильтрации с предельным градиентом.
Перейдем к более подробному рассмотрению этого процесса. Например, произошло резкое изменение давления на забое скважины. Если блоки считать непроницаемыми, то возникает возможность использования обычной теории упругого режима. При этом величина коэффициента пьезопроводности х =/с1/[(р Ш1 + Рс1)л]> определенного через характеристики систем трещин, может оказаться очень большой, так как велик а, мал. Это значит большую скорость прохождения процесса распределения давления в трещинах. Отметим, что в трещинах в течение сравнительно большого времени установится новое распределение давления.
В связи с малой проницаемостью блоков жидкость будет из них выходить медленно и давление в блоках в течение длительного времени сможет сохранять свое начальное значение. Тем самым произойдет создание разности давлений между жидкостью, находящейся в блоке, и жидкостью, его окружающей. Благодаря частичному перетоку жидкости из блока в трещины можно наблюдать за постепенным выравниванием давлений. Длительность этого процесса тем выше, чем меньше проницаемость блока /сз. Длительность также зависит от его размеров, пористости гп2 и сжимаемости жидкости Р и порового пространства Р г.
В соответствии с формулой (12.43), существует зависимость падения давления на забое скважины от двух безразмерных параметров ш и Х, которые определяются по формулам (12.44), являются характеристикой трещиновато-пористого пласта и определением отношения упругого запаса трещин к общему запасу, Л интенсивности перетока из блоков в трещины.
При интенсивности отложений неорганических солей и необходимости в защите от коррозии подачу соответствующих ингибиторов целесообразнее осуществлять на забой скважины.
В нефтепродуктах и нефтях происходит хорошее растворение углеводородных газов. В добываемой из недр земли нефти всегда содержатся в некотором количестве растворенные газы, главным образом метана в сочетании с его гомологами. Количество их увеличивается, одновременно с ростом давления и снижением температуры в забое скважины. Способностью нефтепродуктов к поглощению (абсорбированию) углеводородных газов широко пользуются на нефтепромыслах, а также газо- и нефтеперерабатывающих заводах, чтобы извлекать так называемый газовый бензин.
Подача кислотного раствора осуществляется через НКТ на забой скважины, с продавливанием его водой, отбираемой из мерника в заливочном агрегате. Обеспечить поршневое вытеснение кислотного раствора из НКТ в зону продуктивного пласта удается благодаря установке замедленного темпа продавливания.
Подачу химического реагента осуществляют на забой скважины у башмака газлифтных или фонтанных труб либо в выкидную линию скважинного насоса на устье скважины, либо на прием насоса в газлифтные или фонтанные трубы.
Методом предварительной подачи всего объема реагента с постепенным последующим расходованием пользуются в основном для ввода реагента на забой скважины и закачки в пласт.
При подаче реагента на забой скважины, благодаря скважинным дозировочным установкам добиваются увеличения границ защиты либо обеспечения целевой закачки.
Регулировка расхода жидкости непосредственно на забое скважины осуществляется с помощью перепускных клапанов, эжекторных мультипликаторов расхода или систем с разделением потока. Установку перепускного клапана осуществляют в полом валу турбобура или над турбобуром в специальной приставке.
Запрещено заниматься спуско-подъемными операциями при сильном ветре (11 м/с и более), ливнях, снегопадах и туманах с ограничением видимости до 50 м и менее. Проведение таких ремонтных работ: исправления колонны, перевода скважины на другой горизонт, ликвидации обводнения скважины посторонними водами, бывает связано с цементированием ствола скважины.
С помощью цементирования добиваются укрепления испорченного места в колонне, закрытия забоя скважины при переходе на другой горизонт, изолирования ствола для предупреждения поступления в скважину воды. До начала цементирования рядом с устьем скважины следует подготовить площадку, чтобы разместить цементировочные агрегаты, цементосмесительные машины и другое необходимое оборудование.
Все трубопроводы, используемые для закачивания цементного раствора, необходимо предварительно опрессовать давлением, в полтора раза больше рабочего давления. Процедуру цементирования должны проводить, как правило, в дневное время. При необходимости цементирования скважины в течение вечернего и ночного времени площадку для установки агрегатов следует хорошо осветить. В дополнение к этому у каждого цементировочного агрегата должна быть система индивидуального освещения. При обнаружении нефтегазопроявления в скважине проведением цементирования заниматься запрещается.
Двигатель, необходимый для приведения во вращение долота, можно устанавливать на поверхности земли (роторное буренке) или переносить на забой скважины (методы турбинного бурения и электробурения). В первом случае происходит вращение бурильной колонны вместе с долотом, во втором случае колонна остается неподвижной, а передача вращательного движения долоту осуществляется от ротора забойного двигателя.
Мы уже упоминали выше, что подъем нефти на поверхность земли при фонтанировании скважины происходит благодаря энергии расширяющегося газа. Поэтому, при недостаточности энергии пласта для подъема нефти, возбуждение фонтанирования искусственно можно осуществить с помощью подачи к забою скважины газа, который был сжат на компрессорной станции. Это является принципом, на котором основывается компрессорный способ эксплуатации скважин. Если при закачке в скважину пользуются сжатым воздухом, то подобный способ эксплуатации называют эрлифтным, если же осуществляется закачивание нефтяного газа, то способ носит название газлифтного.
Установившийся по закону Дарси плоскорадиальный поток направляется к гидродинамически совершенной скважине радиусом в слоисто неоднородном пласте, который состоит из пропластков с разными коллекторскими свойствами. На забое и контуре питания скважины при этом поддерживаются постоянные давления.
Отметим недостаточную продолжительность этих периодов времени, чтобы добиться заметных изменений состава насыщенных углеводородных масел, вызываемых одним нагреванием при температурах, полученных в связи с измерениями на забое скважин. Это подтверждается расчетами Сейера, а также Мак-Нэба. На это указывается и тем фактом, что нет соответствия между составом нефтей и термическим равновесием смесей при температурах, наблюдаемых в нефтяных пластах.
Для определения относительного содержания углеводородов в нефтях используются, с одной стороны, стерические факторы, а с другой стороны, факторы, связанные с природой промежуточного карбоний-иона (см. ниже) в реакциях образования углеводородов. Так, образование неопентана не происходит в алкилатах. Он очень редко находится в нефтях, и притом только в минимальных количествах. Хотя при низких температурах из пентанов он является наиболее устойчивым.
Катализаторы, являющиеся участниками многих химических реакций, могут также влиять на природу образующихся углеводородов. Например, в процессе Фишера-Тропша участвует кобальтовый катализатор и получают бензин, с содержанием высокого процента нормальных углеводородов и октановым числом 40. Если же присутствует железный катализатор, при равных условиях получают бензин, содержащий в небольшом количестве нормальные парафиновые углеводороды и обладающий октановым числом порядка 75 и выше.
Количество газа в некоторых нефтяных месторождениях очень велико. Как говорят, они обладают очень большим газовым фактором . В качестве примера можно упомянуть пласт С Нефтяно-Ширванского нефтяного месторождения Майкопского района. В других месторождениях, наоборот, при незначительности газового фактора наблюдают за чрезвычайно большим напором крыльевой воды. В таких месторождениях главную движущую силу, гонящую нефть к забою скважины, представляет или гидродинамический фактор или гидродинамическая сила. В качестве примера такого месторождения упомянем о Новогрозненской нефтеносной площади, где фонтаны или, вернее, переливание нефти происходит главным образом из-за гидродинамического давления, создающего условия истечения нефти, близкие к артезианскому режиму. По поводу роли упомянутых двух факторов в режиме нефтеносного месторождения или района обычно ведутся горячие споры. Немало таких длительных споров велось, в частности, и в отношении Грозненских месторождений.
В процессе вращательного бурения порода высверливается с помощью вращающегося долота (лопастного, шарошечного, армированных твердыми сплавами). Породу на поверхность земли выносят с помощью непрерывно циркулирующего глинистого раствора. Последний с помощью насоса подают через бурильные трубы и отверстия в долоте к забою скважины, а оттуда выходит посредством кольцевого пространства между стенками скважины и бурильными трубами. Для бурения нефтяной скважины в настоящее время пользуются только вращательным методом как наиболее эффективным и экономичным.
Процесс термохимического воздействия на ПЗП заключается в подаче на забой скважины соляной кислоты, нагретой благодаря взаимодействию с металлом. В качестве реагирующего с НС1 металла обычно пользуются магнием или его сплавами (МЛ-1, МА-1 и др.), которые в устанавливают в обрабатываемом интервале в специальном наконечнике.
Накануне перфорации осуществляется заполнение ствола скважины промывочной жидкостью с соответствующей плотностью, а на устье производится установка специальной перфорационной задвижки высокого давления. После перфорации пластовая продукция притекает в скважину, для чего производят снижение давления столба промывочной жидкости на забой скважины. Для снижения давления промывочной жидкости заменяют жидкость, находящуюся в стволе скважины, на жидкость меньшей плотности либо удаляют из ствола скважины часть жидкости.
Необходимо, прежде всего, упомянуть об использовании в данном случае пожароопасного агента, находящегося в другом агрегатном состоянии, чем нефть. В отличие от нефти, газ обладает меньшей плотностью. Потому при эксплуатации газовых скважин нет фактора, связанного с противодавлением столба жидкости на забой скважины. Этим объясняется близость величины давления на устье газовой скважины и в верхней части колонны к пластовому давлению, в сравнении с нефтяной скважиной. Соответственно происходит рост возможности возникновения в скважине пожароопасных осложнений, связанных с разгерметизацией устья с открытым фонтанированием.
