Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

А.Б. СУЛЕЙМАНОВ К.А. КАРАПЕТОВ А.С.ЯШИН
ТЕХНИКА
И ТЕХНОЛОГИЯ
КАПИТАЛЬНОГО
РЕМОНТА
СКВАЖИН
Одобрено Ученым советом Государственного комитета СССР по профессионально-техническому образованию в качестве учебного пособия для средних профессионально-технических училищ
МОСКВА "НЕДРА" 1987'
УДК 622.279.7
Сулейманов А. Б„ Карапетов К. А., Яшин А. С. Техника и технология капитального ремонта скважин Учебное пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве —М, Недра, 1987 —316 с, ил.
Приведены сведения по нефтепромысловой геологии, технике и технологии добычи нефти и газа Описаны наземное и внутрискважинное оборудование экспл}атационных скважин, агрегаты, оборудование и инструмент, ислользу-емые при капитальном ремонте. Изложены технология проведения ремонтных работ и работ по повышению нефтеотдачи пластов, организация труда бригад, капитального ремонта и экономика ремонтных работ. Большое внимание уделено охране труда и окружающей среды.
Для учащихся профессионально технических училищ, а также подготовки и повышения квалификации бурильщиков и помощников бурильщиков капитального ремонта скважин, может быть использовано при профессиональном обучении рабочих на производстве.
Табл. 22, ил. 115.
Рецензенты: Б. Я. Зарецкий (Миннефтепром), Б. А Лерман (ПО «Татнефть»)
2504030300—048
. - . __ - — —
043{01)—87 © Издательство «Недра», 1987
Глава I.
ОСНОВЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
НЕФТЯНАЯ {ГАЗОВАЯ) ЗАЛЕЖЬ И НЕФТЯНОЕ (ГАЗОВОЕ) МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида — изверженные и осадочные.
Изверженные породы образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).
Осадочные породы образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами.
Все горные породы имеют поры —свободные пространства между зернами, т. е. обладают пористостью. Но промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадочных породах — песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т. е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.
Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности. Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются нефтяными (газовыми) пластами или горизонтами
Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа), называют залежами нефти (газа).
Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания горных пород. Термин тектоническая структура или просто структура применяют очень широко. Он характеризует структуру земли в целом, ее областей, районов и небольших участков.
Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования единой тектонической структуре, называется нефтяным (газовым) месторождением. В частном случае, когда нефтяное или газовое месторождение состоит всего лишь из одной залежи нефти (газа), понятия о нефтяном (газовом) месторождении и нефтяной (газовой) залежи совпадают.
ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРНЫЕ ФОРМЫ СКЛАДОК НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а также изгибались в складки различной формы (рис. 1.1, 1.2 и 1.3).
Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями (рис. 1.1), а складки, направленные выпуклостью вниз, — синклиналями (рис. 1.2).
Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть — сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.
Большинство нефтяных (газовых) залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.
Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, так как они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если она встречается, заполняет поры пород антиклиналей. Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали.
Тип залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону называется моноклиналью (рис. 1.3).
При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают раз-
Рис. 1.1. Антиклиналь.
Рис. 1.2. Синклиналь.
Отложения: / — песок, пропитанный водой; J—6 — см рис. I 1 2 — песок, пропитанный нефтью, 3 — песок серый, 4 — глина серая, 5 —глина бурая, 6 —глина красно-бурая
X X X X X X X X X
X X X * X X X X X X X X
X X X X X X X
xxxxxxxxx..
XX.XXXXXXXX
xxxxxxxxxx x xxxxxxxxx
Рис. 1.З. Моноклиналь
Рис. 1.4. Структура сброса
рыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структры: сбросы, взбросы, надвиги, грабены, горсты.
Сброс — смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или крутонаклонной поверхности тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называется амплитудой сброса. На рис. 1.4 правая от плоскости а—а часть пластов осталась на месте, а левая сместилась на амплитуду сброса в. Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).
Надвиг — разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.
Грабен — опущенный по разломам участок земной коры.
Горст — приподнятый по разломам участок земной коры.
Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли — в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других, наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.
НЕФТЬ И ЕЕ СВОЙСТВА
Нефть и нефтяной газ — это сложная смесь углеводородов (соединений углерода с водородом).
Известно множество соединений углерода и водорода, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода
и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие — в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).
В среднем в нефти содержится 82—87% углерода (С), 11 — 14% водорода (Н) и 0,4—1% примесей — соединений, содержащих кислород, азот и серу, асфальтовые и смолистые вещества.
Товарные качества нефтей определяют в лабораторных условиях путем ее разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефть начинает кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие углеводороды, имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают испаряться более тяжелые.
Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 °С. Пары нефти, подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают, затем они снова превращаются в жидкость, характеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, при подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие — бензиновые фракции, затем более тяжелые — керосиновые, соляровые и т. д.
Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40— 200 °С, бензиновые, 150—300 °С —керосиновые, 300—400 °С — соляровые, при 400 °С и выше —масляные.
По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы: малосмолистые — содержание смол не более 18%; смолистые — содержание смол от 18 до 35%; высокосмолистые— содержание смол более 35%.
По содержанию парафина нефти делятся также на три группы: б есп а р а ф и н исты е — содержание парафина до 1%; слабопарафинистые — содержание парафина от 1 до 2%; парафинистые — содержание парафина более 2%.
Содержание в нефти большого количества смолистых и пара-финистых соединеинй делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки
По содержанию серы нефти подразделяют на малосернистые — содержание серы до 0,5%; сернистые — содержание серы от 0,5 до 2,0%; в ы с о к о с е р н и с т ы е — содержание серы более 2,0%.
Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения при добыче, перекачке и переработке нефти вследствие усиленной коррозии металлического оборудования.
О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно-судят по ее плотности. Как известно, плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, так как обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.
Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти, — в я з кость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.
Различают динамическую и кинематическую вязкости.
За единицу динамической вязкости принимают вязкость такой жидкости, при движении которой воз пикает сила внутреннего трения в 1 Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоям и, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с. Размерность динамической вязкости:
[ц,] = Пз-с (Паскаль-секунда).
Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па-с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей — мПа-с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1 мПа-с.
Вязкость нефтей, добываемых в СССР, в зависимости от их характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа-с. Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже 200 мПа-с (0,1—0,2 Па-с) и более.
Кинематическая вязкость — отношение динамической вязкости к плотности, измеряют ее в м2/с.
Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУ;, где индекс t указывает температуру измерения.
За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20°С. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного в нефти газа вязкость нефти также значительно уменьшается.
На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило,
всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности.
НЕФТЯНЫЕ ГАЗЫ И ИХ СВОЙСТВА
Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов — метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов — метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, метана содержится от 40 до 95%.
Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов — метана СН4 и этана С3Н6 (относительная плотность— 1,038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ними по относительной плотности пропан — СзН8 (1,522) и бутан — C-tHio (2,006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.
В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные. Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.
На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана.
В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.
Состояние газа характеризуется давлением р, температурой Т и объемом V. Соотношения между этими параметрами определяются законами газового состояния идеального газа. Однако при одних и тех же условиях состояние реальных газов (в том числе и природного, нефтяного) значительно отклоняется от состояния идеальных газов. Согласно кинетической теории газов, идеальным считается газ, молекулы которого не взаимодействуют друг с другом, в то время как в действительности молекулы реальных газов взаимодействуют между собой под влиянием сил притяжения. С повышением давления молекулы газа
сближаются и внешние силы, сжимающие газ, увеличивают силы
притяжения между молекулами. В результате при одних и тех же условиях реальные газы сжимаются сильнее, чем это следует согласно законам для идеальных газов. Когда реальный газ сжат до больших давлений, межмолекулярные расстояния сокращаются настолько, что отталкивающие силы начинают оказывать большие сопротивления дальнейшему уменьшению объема. При этом реальный газ сжимается в меньшей степени, чем идеальный. Эти отклонения свойств реальных и идеальных газов настолько значительны, что на практике ими пренебрегать нельзя.
Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных характеризуется коэффициентом сжимаемости — отношением объема реального газа к объему идеального газа в одних и тех же условиях.
Приведем уравнение Клайперона, называемое уравнением состояния реального газа;
pV = zmRT, (I.I)
где р—давление, Па; V — объем газа, м3; m — масса газа, кг;
К — газовая постоянная, Дж/(кг-°С); Т — абсолютная температура, °С; z — коэффициент сверхсжимаемости (обычно определяется по экспериментальным графикам).
Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.
По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо пропорциональна давлению газа:
Vr = apVm, (1.2)
где Уг —объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, м3; а — коэффициент растворимости, Па~'; р — абсолютное давление газа, Па; Уж — объем жидкости, в которой растворен газ, м3.
Как следует из формулы (1.2) коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0,4-10~5 до 1-10~5 Па~!.
Со снижением давления до определенного значения начинает выделяться растворенный в нефти газ.
Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему.
Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения дав-
ления, этот газ сконденсируется, т. е. переидет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние
Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.
Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление — это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана ж4,7 МПа, а критическая температура минус 82,5 °С.
ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА
Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых месторождений и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям- верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.
Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, отлагались в основном в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т. е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтега-говых залежей.
10
Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом в о д о н а-сыщенности:
ПВ=УН/У„, а-3)
где г)в — коэффициент водонасыщенности; Ув — объем воды в породе; Vn — объем пор.
Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор породы называется коэффициентом неф-тенасыщенности:
где т]н~ коэффициент нефтенасыщенности; Ун — объем нефти в образце породы.
Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20—30% этого объема.
Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35 — 40% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.
Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде и до 80 кг/м3 в концентрированных рассолах.
Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод — хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием иода и брома и их используют как сырье для получения этих ценных элементов. Из газообразных веществ пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород.
Состав пластовых вод определяется минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пласта, температурой, пластовым давлением и т. д.
Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1010 — 1200 кг/м3 и более. По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды.
Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вязкость воды уменьшается. Так, при 20°С вязкость воды составляет 1 мПа-с, а при 100 °С — всего 0,284 мПа-с.
Пластовые воды обладают электропроводностью, значение которой зависит от степени их минерализации и химического состава растворенных в воде солей.
11
НЕФТЕСОДЕРЖАЩИЕ КОЛЛЕКТОРЫ
Нефтесодержащие коллекторы или породы-коллекторы (пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты)—породы, у- которых поры, пустоты и трещины могут быть вместилищами нефти и газа.
Песок — мелкообломочная рыхлая горная порода, состоящая из зерен (песчинок), подразделяется на крупнозернистый, мелкозернистый, среднезернистый и тонкозернистый. По форме зерен различают пески округленные и угловатые.
Песчаник — обломочная осадочная горная порода из сцементированного песка. Состоит главным образом из зерен кварца.
Глины—тонкодисперсные горные породы, состоящие в основном из так называемых глинистых минералов — силикатов со слоистой кристаллической структурой. В нефтеносных и газоносных месторождениях глины играют роль непроницаемых перекрытий, между которыми залегают пласты пород, заполненные нефтью, газом и водой.
Коллекторские свойства горных пород
Горные породы, содержащие нефть, газ и воду и способные отдавать их при разработке, называются коллекторами. Коллекторские свойства нефтеносных пластов зависят от размера и формы зерен, слагающих породу, степени отсортированно-сти обломочного материала, характера и степени цементации осадков, а карбонатных пород — от пористости и трещинова-тости.
Породы-коллекторы характеризуются пористостью, проницаемостью итрещиноватостью.
Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в недрах Земли.
Для характеристики численного значения пористости породы пользуются коэффициентом пористости — отношением объема пор образца породы к видимому объему этого образца:
m = Vn/V0, (1.5)
где т — коэффициент пористости; Vn — объем пор образца породы; Уо — видимый объем образца породы.
Коэффициент пористости выражают в долях единицы или в процентах.
На Коллекторские свойства пород большое влияние оказывают формы пор и их размер. Обычно поры в породе не имеют связи между собой и образуют каналы, по которым может происходить движение жидкостей и газов. Однако часть пор не связаны друг с другом.
Различают общую, открытую и эффективную пористость.
12
1. Общая (абсолютная, физическая, или полная) пористость (т. е. объем всех пустот) характеризуется разностью между объемом образца и объемом составляющих его зерен.
2. Открытая пористость, или пористость насыщения, характеризуется объемом тех пустот, в которые может проникнуть жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластах.
Таким образом, полная пористость характеризуется объемом всех пустот {как связанных между собой, так и изолированных), а открытая пористость — лишь объемом свободных, связанных (неизолированных) между собой пор, по которым могут передвигаться жидкости и газа. В связи с этим различают коэффициенты полной пористости и открытой пористости.
Эффективная пористость — учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью {или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах.
Промышленную ценность нефтяного месторождения можно определить по проницаемости его пород — способности проникновения жидкости или газов через породу. Движение жидкостей или газов через пористую среду называется фильтрацией.
В природе все горные породы проницаемые. Это означает, что при соответствующем давлении можно обеспечить фильтрацию. Однако при обычных перепадах давления в нефтяных залежах в процессе их разработки (эксплуатации) многие горные породы оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов, т. е. фильтрация оказывается невозможной. Все зависит от размеров пор и поровых каналов, а также от свойств жидкостей и газов в пластовых условиях.
Породы нефтяных и газовых залежей имеют капилляр-н ые каналы, средний размер которых составляет 0,0002— 0,5 мм. При движении жидкости в этих каналах проявляются силы, возникающие на поверхности пород — капиллярные силы (силы прилипания и сцепления), которые препятствуют движению жидкостей и газов в капиллярных каналах. Поэтому фильтрация в них возможна под действием дополнительных сил, достаточных для преодоления капиллярных,
В непроницаемых перекрытиях нефтяных и газовых залежей, обычно состоящих из глинистых пород, имеются субкапиллярные каналы (диаметром менее 0,0002 мм), в которых фильтрация не происходит.
Обычно фильтрация жидкостей и газов в нефтяных залежах подчиняется линейному закону Дарси (по имени французского инженера, открывшего его), согласно которому скорость жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости:
(1.6) 13
где v — скорость линейной фильтрации; Q — объемный расход жидкости через породу за секунду; F — площадь фильтрации; k — коэффициент пропорциональности, называемый коэффициентом проницаемости породы; ц — динамическая вязкость жидкости; Др — перепад давления; L — длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости. Из уравнения (1.6) имеем
k=*Q\LL/Fbp. (1.7)
Эту формулу применяют для определения в лабораторных условиях проницаемости пород по жидкости.
Величины, входящие в формулу (1.7), имеют размерности: [Ц = м- [fJ = M2; [Q]=M3/c; [р] -Па; [ц] =Па-с.
При Q = l м3/с; ц=1 Па- с, L = I м, F=\ м2, Ар = 1 Па, получим коэффициент проницаемости ? = 1 м2. Действительно, подставив единицы измерения соответствующих величин в формулу (1.7), будем иметь
Таким образом, за единицу проницаемости принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м3/с.
Физический смысл проницаемости k заключается в том, что она как бы характеризует размер сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.
Единица проницаемости 1 м2 велика и неудобна для практических расчетов. Поэтому в промысловой практике для ее оценки используют мкм2 (квадратный микрометр), в 1012 раз меньший, чем в 1 м2 : 1 мкм2.
При эксплуатации нефтегазовых месторождений в пористой. среде движутся нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, эффективную и относительную.
Абсолютная (общая, или физическая) проницаемость — проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной. какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).
Эффективная (фазовая) — проницаемость породы для одной из жидкостей или газа при одновременной фильтрации различных жидкостей и газа.
Относительная — проницаемость пористой среды, характеризующаяся отношением фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.
К проницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым породам — глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией"
14
и т. Д. Эти породы в нефтяных залежах выполняют роль плотных перекрытий.
Эффективная и относительная проницаемости в процессе разработки нефтяных залежей непрерывно меняются. В начале разработки, когда по поровым каналам перемещается только нефть, эффективная проницаемость наибольшая и приближается к абсолютной. В дальнейшем, по мере падения пластового давления и выделения газа из нефти в виде пузырьков, эффективная проницаемость для нефти уменьшается.
Одно из важных свойств горных пород — т р ещ ин о в а -тость, которая обусловливается густотой развития в них трещин. Трещиноватость пород зависит от их минерального состава, степени уплотнения, толщины пласта и т. д. Трещинная проницаемость горных пород обусловливается системой развития в них трещин и в общем случае пропорциональна их густоте.
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ
Геологический разрез — изображение строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости. Различают геологический разрез скважины и геологический профиль.
Графическое изображение подземного геологического строения нефтяных месторождений, в особенности разрезов буровых скважин, играет большую роль в нефтегазопромысловой геоло-логии. Точное и наглядное изображение геологических и тектонических данных на разрезах скважин облегчает их сравнение и работу по составлению профилей, карт и т. д.
Геологический разрез скважины {рис. 1.5) — геологическое описание и графическое изображение последовательности напластований пород, пройденных скважиной в процессе ее бурения.
На таких разрезах изображают наиболее важные данные, полученные в результате геофизических исследований в процес- • се бурения. При помощи условных знаков и сокращенных обозначений отмечают различные породы и пласты, пройденные скважиной, специальными приборами записывают данные о признаках нефти, газа и воды и другие геологические характеристики. Из наиболее важных и нужных технических данных отмечаются глубина спуска обсадных колонн, их диаметр, высота подъема цементного раствора за колоннами, а также результаты электрокаротажа и других геофизических методов исследования.
На основе данных, полученных в процессе бурения скважин и сопоставления разрезов скважин (корреляции), составляют нормальный или типовой геологический разрез нефтяного месторождения, характеризующий с достаточной полнотой для практического использования последовательность геологических напластований, их толщину и литологический состав. Для мес-
15
Диаметр
КОЛОННЫ, M/rf
451 273158
у
Рис. 1.5. Разрез скеажины одного из месторождений, проведенный с ограниченным отбором грунтов.
Отложения- 1 — серая глина; 2 — бурая глина; 3 — разноцветная глина, 4 — глина с прослойками песка. 5 — глина с включением песка; 6 — песок; 7 — песок с глиной; 3 —• в>лканическнй пепел
торождений, нефтеносные толщи которых обладают постоянством литологического состава, а также толщиной образующих их горизонтов и свит, ограничиваются сопоставлением нормального разреза, применяемого на всех участках промысловой площади. В случае непостоянства литологического состава нефтеносной толщи и пластов составляют несколько нормальных разрезов, характеризующих геологические условия недр на отдельных участках нефтепромысловой площади.
16
Геологический профиль — графическое изображение
строения месторождения по какому-либо выбранному сечению-вертикальной плоскостью.
Направление геологического профиля выбирают, руководствуясь задачами, которые нужно решить путем его построения. Для выявления особенностей тектонического строения месторождения строят поперечные профили, направленные вкрест простирания или по падению пород; для изучения тектоники месторождения — продольные профили {по простиранию пород). Продольные профили имеют вспомогательное значение для увязки между собой поперечных профилей и для их дополнения. Профили, диагональные простиранию и падению, строят для выяснения частных особенностей месторождения. Так, для изучения характера тектонических нарушений предусмотрены профили, направленные вкрест их простирания, для выяснения характера фациалыюй изменчивости пластов—• профили в направлении, по которому изучают эту изменчивость.
Рис. 1.6. Геологический профиль по скважинам.
Отложения / — галечники 2 — глины, 3 — глины песчанистые. 4:^вайеотняки„,5-^- мер-гели, 6 — песчаники нефтеносные. 7 — пггшпутт, Я •« тп ш 1Д ТЩ1'1'|^~1пш.ттг nnnri'nmi яа-^;шения на профиле таг кг Г* И « i E.
2-572
н, пиг Т 6 показан геологический профиль, построенный по даннымРи3учения разрезов пробуренных скважин. Он дает ясное ппедставление о строении недр в полосе, прилегающей к нему
Р Наряду с профилями, составленными по геологическим данным, строят каротажные и другие профили.
СТРУКТУРНАЯ КАРТА
Няояду с геологическими профилями для всестороннего и подробно изучения строения "недр нефтяного месторождения ттг,т^л'ютгя cTDVKTVPHHMH картами,
ПОЛСтруктуТрР,аяУ карта представляет собой изображение в гор зРонтал1хР (изогипсах) Р-ьефа кровли или подошвы како-гп -шйо таста Подобно топографической, такая карта, по строённая в горизонталях, отображает форму поверхности кров-
шучение залежей нефти и газа, помогает изучению неоднородно™ Ластов (толщины, пористости, проницаемости и т. п.). НОСПри построенииСтруктурных карт за базисную поверхность принимают уровень моря, от °г™
ГоднГЛон' же в'ысо^и. На рис. 1.7 показана
карта с изогипсами, проведенными через 10 м. Обыч™прци ния между изогипсами выбирают в за висимостй °I ™^™t раженности структур (углов падения). Так, на местоджде* с пологим залеганием пластов они составляют^ о^ , больших углах падения изогипсы - Ю-25 м и ос?се- J^
наковых углах падения пластов Расс™*«™ "^ EC°™ углы
остаются одинаковыми. с.сли ущ падения увеличиваются, то соответ ^№Л ственно сокращаются и расстояния М°РЯ между изогнпсами, сели углы умень шаются, эти расстояния увеличиваются.
ПЛАСТОВЫЕ ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА
Жидкости и газы находятся i пласте под определенным давле нием, которое называется пласто
в ы м.
Пластовое давление -
показатель, характеризующий npt-РОДНУЮ энергию. Чем больше пла а стовое давление, тем большей ™*<
Рис. 1.7. Структурная карта o6waeT ПЛЗСТ.
подземного рельефа пласта ГИеи ои.длдас
18
^г^-20
S \_ ,__-..[ N jf
Начальное пластовое давление, т. е. давление в пласте до начала его разработки, как правило, находится в прямой связи с глубиной залегания нефтяного (газового) пласта и может быть приближенно определено по формуле
Рпл.н = Яр?~Ю4Я, (1.9)
где /?пл н — начальное пластовое давление, Па; Я— глубина залегания пласта, м; р — плотность воды, кг/м3; g — ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2 (для приближенных расчетов принимают g= 10 м/с2); 104 — переводный коэффициент, Па/м.
Обычно пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле (1.9). Точное его значение определяют при непосредственных замерах глубинным манометром, которым обычно определяют забойное давление, т. е. давление на забое работающей или простаивающей скважины.
Если на залежь пробурена скважина, которая сообщается с поверхностью земли, то жидкость из нефтяной залежи под влиянием пластового давления заполнит скважину и уровень ее поднимется на определенную высоту, соответствующую пластовому давлению.
Так, если давление в пласте составляет 6 МПа, а скважина, пробуренная на этот пласт, заполнена водой, то уровень ее установится на высоте Я —6- 106/Ю4 = 600 м от забоя. Если та же скважина будет заполнена не водой, а нефтью, то высота столба нефти будет выше, так как нефть легче воды. Согласно закону сообщающихся жидкостей, необходимые для создания одинаковых давлений на дно сосуда, обратно пропорциональны их плотностям, т. е.
Я/Я^р./р, (1.10)
где Я и Н, — высоты столбов двух разнородных ньютоновских жидкостей (например, воды и нефти); р и pi —соответствующие плотности этих жидкостей. Из формулы (1.10) имеем
Я^Яр/р,. (1.11)
Например, если плотность воды р—1000 кг/м3, а нефти pi=900 кг/м3, то высота столба нефти в скважине
Я4 = 600-1000/900 ^666 м.
При глубине скважины меньше 666 м нефть будет переливать на поверхность, т. е. скважина будет фонтанировать.
Наряду с ростом давления с глубиной увеличивается также температура. Увеличение ее по мере углубления в недра земли происходит равномерно, однако для различных областей земли степень нарастания температуры с глубиной различна. Для оценки изменения температуры с глубиной существуют два понятия: геотермический градиент и геотермическая ступень.
Геотермический градиент — увеличение температуры горных пород на каждые 100 м углубления в недра земли от
2* 19'
зоны постоянной температуры. В среднем геотермический градиент равен 3°С.
Геотермическая ступень — расстояние в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород повышается на 1 °С. Среднее значение геотермической ступени составляет 33 м.
Значения геотермического градиента и геотермической ступени в разных местах земли могут значительно отклоняться в зависимости от характера горных пород и геологического строения данного района; от теплопроводности пород, гидрохимических реакций, циркуляции подземных вод, радиоактивных процессов и других причин.
РЕЖИМЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождений и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.
Различают следующие режимы: водонапорный; упругий и упруго-водонапорный; газонапорный, или режим газовой шапки; газовый, или режим растворенного газа; гравитационный; смешанный.
Водонапорный режим — режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь пополняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. При сохранении баланса между отбором жидкости и газа из пласта и количеством поступающей в него воды давление в нефтеносной части залежи остается неизменным или падает весьма медленно. При нарушении указанного баланса между количеством отбираемой и поступающей воды давление зависит от текущего отбора жидкости.
По мере разработки залежи граница между водой и нефтью (водонефтяной контакт) перемещается к добывающим скважинам. Вода постепенно вытесняет нефть, занимая ее место в пласте. Эксплуатация залежи практически прекращается, когда наступающая контурная (подошвенная) вода подойдет к добывающим скважинам и вместо нефти из пласта будет извлекаться только вода.
Однако на практике полного и равномерного вытеснения нефти замещающей ее водой не наблюдается, так как нефть и вытесняющая ее вода хотя и движутся в пласте вместе, но с различными скоростями. Вода, обладающая меньшей вязкостью
20
(большей подвижностью), чем нефть, неизбежно опережает ее в движении. В процессе дальнейшей эксплуатации залежи количество воды в общем потоке жидкости постоянно увеличивается. Нефть уже не вытесняется водой из пор пласта, а увлекается струей воды.
Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водонефтяного контакта (ВНК) может распространиться процесс параллельного движения воды и нефти с постепенным увеличением воды в водонефтяном потоке. Этот процесс усиливается вследствие неоднородности пласта. В дальнейшем из скважин добывается лишь одна вода, хотя в порах породы еще остается неизвлеченным значительное количество нефти. При этом чем меньше нефти остается в пласте после обводнения продукции скважин, тем эффективнее процесс разработки.
Показателем эффективности разработки залежи является так называемый коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи)— отношение количества извлеченной из залежи нефти к •общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50—70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Таким образом, коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5—0,7 и более.
Упругий (упруго-водонапорный) режим — режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как. самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Естественно, что упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы за-,-ежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.
Упруго-водонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости или отсутствии сообщения нефтяной залежи с областью питания (пополнения водой) или при значительной отдаленности (50—100 км) области питания от залежи.
В отличие от водонапорного при упруго-водонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарных отборов жидкости из пласта. Как уже указывалось, при активном водонапорном режиме для постоянного отбора жидкости пластовое давление также остается постоянным, т. е. не зависит от текущего и суммарного отбора жидкости.
21
По сравнению с водонапорным упруго-водонапорный режим работы пласта менее эффективен, коэффициент нефтеизвлече-ния колеблется в пределах 0,5—0,6 и более.
Газонапорный режим (или режим газовой шапки) — режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей. нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа,, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытеснется водой из пониженных частей залежи в повышенные) при газонапорном, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима — высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластования), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.
По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластовога давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется и газ вытесняет нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высокими дебитами недопустимы, так как прорывы газа приводят к бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо постоянно контролировать работу скважин, расположенных вблизи газовой шапки, и в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважин вместе с нефтью, ограничивать их дебит или даже прекращать эксплуатацию таких скважин.
Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5—0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетают с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстанавливать газовую энергию в залежи.
Режим растворенного газа — режим работы залежи, при котором нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т. е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение давления в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта.
Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, при-
ходяшегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти Б начальный период разработки залежи газовые факторы быстро растут, а в дальнейшем по мере истощения залежи они снижаются.
Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме будет 0,2—
0,4.
Гравитационный режим-— режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти.
Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутыми углами падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах.
Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах ОД—0,2.
См ешанный режим — режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.
ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Геофизические методы исследования разрезов скважин основаны на изучении горных пород по их физическим свойствам.
Методы промысловой геофизики намного сокращают затраты, связанные с изучением разрезов скважин при помощи отбора керна.
Подготовка скважины к геофизическим исследованиям
У скважины со стороны мостков подготавливают площадку для установки на ней подъемника и лаборатории. Проход от площадки к устью должен быть свободным, а пол и мостки очищены от грязи и посыпаны песком.
Следует учитывать, что в течение всего времени проведения геофизических работ должны быть обеспечены беспрепятственный спуск и подъем геофизических приборов. Для этого необходимо: а) проработать ствол скважины на всем незакрепленном интервале долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, неровных переходов от одною диаметра к другому, суженных участков и образовавшихся пробок; б) обеспечить однородность и стабильность раствора (раствор не должен давать осадка) по всему стволу, для чего необходимо провести не менее двух циклов промывки.
23
Геофизические методы исследования скважин
К геофизическим методам исследования скважин относят:
а) различные методы каротажа, проводимые для исследования с целью определения характера пройденных скважиной пластов;
б) методы контроля технического состояния скважины.
В настоящее время насчитывают более 30 различных геофизических методов исследования нефтяных и газовых скважин,, из них более 25 методов каротажа, при осуществлении которых применяют около 50 зондов (т. е. установок, служащих для измерения кажущегося сопротивления и содержащих несколько электродов), различающихся как размерами, так и назначением.
К наиболее распространенным методам относятся: электрический каротаж, гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК), гамма-гамма-каротаж (ГТК).
Электрический каротаж — способ измерения кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и потенциала самопроизвольного возникающего электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины и получения кривых, показывающих изменение этих двух величин.
Принцип измерения кажущихся сопротивлений (КС) и собственной поляризации рассмотрим с помощью рис. 1.8. В скважину спускают трехжильный изолированный кабель, каждая жила которого заканчивается электродом. При помощи источника питания (/), один из электродов которого заземлен (В), а другой (А) спущен в скважину, создается электрическое поле в скважине. Сила тока, проходящего через эти электроды, замеряется включенным в цепь миллиамперметром. При прохождении электрического тока через породы, расположенные между электродами Л и В, возникающая разность потенциалов между электродами М и N замеряется на поверхности потенциометром. Кроме того, регистрируется также кажущееся удельное сопротивление.
Кажущееся удельное сопротивление (КС или рк) зависит от сопротивления и мощности пласта, против которого установлен зонд, сопротивления глинистого раствора, диаметра скважины, глубины проникновения фильтрата бурового раствора, а также от взаимного расположения электродов зонда (типа зонда) и расстояния между ними (размера зонда). Кажущиеся удельные сопротивления (КС) регистрируются вдоль ствола скважины автоматическими приборами, расположенными в каротажных станциях.
Спонтанная поляризация (ПС) при электрокаротаже регистрируется одновременно с КС. Собственное электрическое поле возникает благодаря воздействию глинистого раствора на породы, слагающие стенки скважины.
ПС регистрируется путем определения разности потенциалов, возникающих между электродом М, который спущен в
21
Рис. 1.8. Схема измерения кажущегося удельного сопротивления
А, В — токовые электроды М, N — измерительные электроды П — измерительный прибор К — трехжильный кабель, тА — .прибор для измерения силы тока в цепи iмиллиамперметр)
Рис. 1.9. Схема измерения самопроизвольной поляризации
скважину, и электродом N, находящимся на поверхности (рис. 1.9). Записываемое значение ПС относится к точке электрода М.
Результаты замеров КС и ПС отмечаются в виде кривых на бумажной ленте с нанесенным на ней масштабом глубины, называемой электрокаротажной диаграммой. На этой диаграмме кривая КС характеризует кажущееся сопротивление (в Ом-м) вдоль ствола скважины, а кривая ПС — относительное изменение естественного потенциала (в мВ).
Методы электрического каротажа применяют для исследования новых, не закрепленных обсадными колоннами скважин, в процессе бурения и после его окончания. В закрепленных скважинах, эксплуатирующихся и бездействующих, в процессе их капитального ремонта (при возвратных работах, зарезке и бурении второго ствола, ремонтно-изоляционных работах и т. д.) проводят большой объем геофизических исследований с п о-мощью методов радиоактивного каротажа.
Радиоактивные методы каротажа
Исследования с помощью методов радиоактивного каротажа основаны на том, что все горные породы содержат радиоактивные вещества в тех или иных количествах. Если в скважине производить определения естественной и искусственно вызванной радиоактиности, то на основании полученных данных можно охарактеризовать литологический состав и физические свойства пластов, из которых состоит разрез скважины.
25
Наиболее широко распространены следующие методы радиоактивного каротажа скважин: гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма-каротаж (НГК) и гамма-гамма-каротаж (ГГК)
Гамм а-к а рот а ж основан на различной степени естественной радиоактивности горных пород, которые содержат небольшое количество радиоактивных элементов в рассеянном состоянии. Концентрация этих элементов в породах чрезвычайно мала,, тем не менее при помощи специальных приборов можно измерить интенсивность гамма-излечения пластов. Так как различные породы имеют различного радиоактивность, то по ее значению можно судить о характере исследуемых пород. Наибольшей радиоактивностью обладают глины. Как правило, чем больше в породе содержание глинистого материала, тем больше радиоактивность. Значительно меньшей радиоактивностью обладают пески, песчаники, доломиты и известняки.
При гамма-каротаже вдоль ствола скважины определяют интенсивность естественного гамма-излучения пород, которая характеризуется содержанием в них радиоактивных элементов. По содержанию этих элементов в породах их и отличают друг от друга. Интенсивность гамма-излучения, изменяющаяся с глубиной и характеризующая относительную радиоактивность пород, отмечается на кривой, называемой гамма-каротаж-н о и.
Гамма-каротаж применяют для корреляции разрезов и изучения литологического состава пород по разрезу скважин.
Нейтронный гамм а-к а р о т а ж проводят следующим образом. В скважину вместе с ионизационной камерой спускают радиоактивный источник. Нейроны источника, проникая сквозь колонну скважины, бомбзрдир>ют ядра атомов элементов горных пород, окружающих ствол скважины, и вызывают их повышенную радиоактивность, которая отмечается ионизационной камерой. Вылетающие из источника нейтроны в результате столкновения с ядрами атомов породы замедляют движение и в конечном итоге захватываются ими. Захват нейтронов ядрами атомов породы сопровождается гамма-излучением, называемым вторичным. В зависимости от свойств породы замедление и захват нейтронов, а соответственно и интенсивность вторичного гамма-изл\чения в области расположения индикатора изменяются.
Обычно гамма-каротаж и нейтронный гамма-каротаж ос\ше-ствляются одновременно с помощью одной и той же аппаратуры. В скважинный снаряд / (рис. 1.10) вставляют счетчик ) ГК, источник нейтронов 4, отделенный от измерительной части (счетчика НГК) 2 снаряда свинцово-парафиновым фильтром (экраном) 3.
Счетчик / предназначен для измерения интенсивности гамма-излучения горных пород вдоль ствола скважины, счетчик 2 — для измерения вторичного гамма-излучения, возникающего при
26
Sflox питания Панель Регистратор
нгк
\ — 'I
01
о-
Рис. 1.10. Б.юк схема аппаратуры ра-диозктивною каротажа для одновре менной записи кривых ГК и НГК
облучении пород нейтронами (искусственно вызванной радиоактивностью) из источника нейтронов 4.
В результате нейтронного гамма-каротажа получают кривую, которая характеризует относительное изменение вторичного гамма-излучения с глубиной, — кривую НГК.
Вторичное гамма-излучение, возникающее при облучении пород нейтронами, зависит в основном от количества водорода, содержащегося в жидкости, заполняющей поры коллектора, и, следовательно, от количества самой жидкости. Поэтому по кривым НГК нефтеносные пласты не отличаются от водоносных, так как состав молекулы водорода в воде и нефти одинаков.
Нейтронный гамма-каротаж применяют для уточнения характера породы (пористости и литологии), выделения и оценки коллекторов нефти и газа, отбивки водонефтяного контакта. С помощью НГК определяют также границу 1азонефтяного или газоводяного раздела по повышенным показаниям против уча-стков, насыщенных газом.
Гамма-гамм а-к а р от а ж (рассеянное гамма-изл>чение) основан на определении интенсивности гамма-излучения от источника гамма-квантов, укрепленного в скважинном приборе на некотором расстоянии от индикатора гамма-излучения.
Горные породы вследствие их различной плотности поглощают гамма-лучи от источников в различной степени, а именно: плотные породы сильнее, а породы, обладающие меньшей плотностью, слабее. Поэтому плотные породы на диаграммах ГГК отмечаются пониженными показаниями, а менее плотные—повышенными.
Устройство скважинного прибора для ГГК аналогично устройству прибора для НГК, с той лишь разницей, что в нижней его части вместо источников нейтронов устанавливают источник гамма-лучей.
Гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж и гамма-гамма-каротаж можно применять как в незакрепленной обсадной колонной скважине, так и в закрепленной скважине, так как гамма-лучи проникают сквозь металл. Поэтому эти методы особенно ценны при исследовании скважин, в том числе и тех, в которых электрокаротаж не был использован. Методы радиоактивного каротажа широко применяют в скважинах, в которых проводят капитальный ремонт.
27
ПРИМЕНЕНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИИ
ДЛЯ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН
Геофизические методы исследования широко применяют для контроля технического состояния скважин и решения ряда других задач, возникающих при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. Рассмотрим некоторые из этих задач.
Контроль цементирования обсадной колонны
После окончания бурения нефтяной или газовой скважины ствол ее закрепляют обсадными трубами, наружный диаметр которых несколько меньше диаметра ствола скважины. Поэтому между трубами и стенкой скважины остается некоторое пространство, называемое заколонным (затрубным). С целью охраны недр осуществляется цементирование заколонного пространства по всей глубине скважины от забоя до башмака предыдущей колонны. После затвердения цементного раствора образуется цементное кольцо, назначение которого состоит в том, чтобы исключить возможность сообщения по заколонному пространству между различными пластами и заводнение нефтегазоносных пластов. Однако в ряде случаев цементирование по разным причинам (неудовлетворительное качество цемента, влияние глинистой (корки и т. д.) оказывается неудачным: цементный раствор не доходит до намеченного уровня и не перекрывает интервалы с продуктивными пластами; на некоторых интервалах не образуется цементного кольца или оно не захватывает нее сечение затрубного пространства и т. д. Для последующей нормальной эксплуатации скважины важно выявить дефекты обсадных колонн с тем, чтобы устранить их и предотвратить обводнение нефтеносных и газоносных пластов.
Применение цементомеров. Как уже указывалось, измеряемое при ГТК, рассеянное гамма-излучение определяется плотностью среды: чем больше плотность пород, тем меньше регистрируемое гамма-излучение. На этом принципе основано устройство прибора для контроля качества цементирования обсадных колонн, называемого цементомером.
Прибор состоит из источника гамма-излучения и трех индикаторов излучения, расположенных под углом 120° один к другому и на одинаковом расстоянии от источника. Индикаторы заэкранированы так, что каждый из них способен регистрировать излучение только со стороны непосредственно примыкающего к счетчику участка. При помощи этих счетчиков записывают сразу три кривые рассеянного гамма-излучения, что повышает качество определения состояния цементного кольца в за-трубном пространстве. Расхождение кривых на участке цементирования указывает на неравномерность цементного кольца за обсадной колонной, что позволяет выделить незацементированные интервалы.
28
Измерение термометром проводят для -отбивки верхнего уровня цементного кольца, т. е. для определения высоты подъема цементного раствора. Известно, что твердение (схватывание) раствора сопровождается выделением тепла. Поэтому участок, заполненный раствором, в затрубном пространстве отмечается на термограмме повышенными показаниями. Уровень раствора отбивается по резкому повышению температуры, связанному с переходом к зоне более высоких их значений. При этом повышение температуры против уровня цементного раствора тем больше, чем меньше времени прошло от начала его заливки. Поэтому измерения следует проводить сразу же после заливки раствора и освобождения устья скважины от оборудования для заливки.
Измерение температуры в скважине. Измерения производят для определения температурного режима в бурящихся и эксплуатационных скважинах. Температурные измерения (термометрические исследования) позволяют решать ряд практических задач при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.
При измерениях в основном применяют термометры сопротивлений, спускаемые на каротажном кабеле. По сопротивлению определяют температуру среды. Время, в течение которого термометр воспринимает температуру окружающей среды, невелико; это позволяет без больших погрешностей замерять температуру при непрерывном спуске термометра в скважину. В результате по данным измерений получают кривую изменения температуры с глубиной —температурную кривую (термограмму).
Акустическая цементометрия — надежный способ определения качества цементирования. Акустические цементо-меры позволяют судить о характере сцепления цементного камня с обсадными трубами и стенками скважины, а следовательно, и о надежности разобщения продуктивных пластов от водоносных.
Определение места притока воды в скважину
При поступлении в скважину воды из других пластов возникает необходимость изоляции обводняющего водоносного пласта. Для этого предварительно следует установить место поступления (притока) воды в скважину и источник обводнения — водоносный (водоотдающий) пласт. Последний по глубине залегания может совпадать с местом притока (перфорационные каналы или нарушение колонны); однако в общем случае глубина места притока отличается от глубины залегания водоносного пласта: вода, прежде чем попасть в скважину, проходит по заколонному пространству (имеется, как говорят, заколон-ная циркуляция воды).
При благоприятных условиях движение воды в затрубном
29
пространстве может быть установлено по результатам измерений термометром, проводимых в сочетании с операциями, имеющими целью вызвать отдачу или поглощение воды пластом. При этом изменение температуры в затрубном пространстве, благодаря теплообмену через колонну, будет отмечаться изменением: температуры жидкости, заполняющей скважину.
Место притока посторонней воды в ствол скважины через дефекты эксплуатационной колонны определяют с помощью резистивиметра, электротермометра, дебитомера— путем снижения уровня жидкости в скважине, фильтр которой перекрыт (изолирован) от эксплуатируемого пласта.
Место дефекта в эксплуатационной колонне определяют с помощью резистивиметра следующим образом. После изоляции фильтра снижают уровень жидкости в скважине до тех пор, пока не появится приток посторонней воды через дефект. В результате исследования получают кривую зависимости дебита посторонней воды от величины динамического уровня и определяют положение статического уровня в скважине. Отбирая пробу воды, устанавливают ее соленость, выраженную в градусах Боме.
После исследования промывают ствол скважины до тех пор, тюка из него не будет удалена посторонняя вода, затем ствол заполняют водой, соленость которой должна отличаться от солености посторонней воды на 2—5°. Если соленость посторонней воды равна 4—5° и более, то скважину можно заполнить прес--ной или морской водой, имеющей соленость 1,4—2°. Если же соленость посторонней воды 1,5—3°, то скважину следует заполнить водой с соленостью 5—7°. Такую воду приготавливают следующим образом. Из скважины откачивают воду в емкость. Затем в эту воду добавляют необходимое количество технической поваренной соли, ускоряя процесс ее растворения перемешиванием. Воду требуемой солености закачивают через промывочные трубы до тех пор, пока вся находящаяся в ней вода не будет заменена. Затем в скважину спускают резистивиметр, при помощи которого замеряют удельное сопротивление воды, зависящее от ее солености. Первый (контрольный) замер должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солености. После контрольного замера желонкой снижают уровень в скважине, чтобы вызвать приток посторонней воды через нарушение в эксплуатационной колонне. Снижение уровня определяют по данным исследования с таким расчетом, чтобы после установления статического уровня посторонняя вода в эксплуатационной колонне поднялась на высоту 50—100 м. Снизив уровень, снова проводят замер резистивиметром. При этом устанавливают наличие посторонней воды в определенном интервале с соленостью, отличающейся от солености воды, заполнившей скважину до снижения уровня. Если показание по резистиви-метру окажется неясным, снижение уровня и замер повторяют несколько раз. Сравнивая полученные диаграммы замеров, опре-
30
деляют глубину местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне
Место притока посторонней воды с помощью электротермометра определяют в тех случаях, когда для использования резистивиметра требуется длительная подготовка скважины.
Работы выполняют в следующей последовательности После изоляции фильтра скважины снижают уровень жидкости дтя вызова притока посторонней воды Скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24—48 ч для установления определенной температуры жидкости по всему стволу Затем спускают электротермометр для контрольного замера температуры
Как известно, действие электротермометра основано на принципе увеличения электрического сопротивления воды с повышением температуры При контрольном замере наблюдается равномерное повышение температуры по мере увеличения глубины замера Выполнив контрольный замер, снижают уровень жидкости в скважине (тартанием) дтя вызова притока посторонней воды через дефект в эксплуатационной колонне После снижения уровня на 20—50 м ниже статического замеряют температуру жидкости по стволу скважины Место притока устанавливают по резкому изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра
При капитальном ремонте скважин иногда применяют ускоренный метод определения места притока воды, сущность которого заключается в том, что после заполнения скважины водой до устья сразу же проводят контрольный замер Если имеется приток посторонней воды, то температурная аномалия б\дег отмечена в месте притока Однако ускоренный метод не всегда обеспечивает получение четких диаграмм
Место притока (дефекта в колонне) с помощью деби-томера определяют следующим образом После изоляции фильтра скважины снижают уровень жидкости в колонне до тех пор, пока скорость притока жидкости через дефект в колон не не превысит порога чувствительности дебитомера После вызова притока прибор медленно опускают в ствол При этом если он находится выше дефекта в колонне, то регистрируется приток жидкости, направленный вверх Если же прибор расположен ниже места дефекта в колонне, то движение жидкости не регистрируется Место дефекта в колонне соответствует глубине, где дебитомер регистрирует прекращение притока жидкости
Определение диаметра скважины
Обычно диаметр скважины определяется диаметром долота (коронки), которым бурили скважину. Однако по ряду причин фактический диаметр скважины в процессе бурения отличается
31
ют диаметра долота (сужение ствола скважины или увеличение -ее диаметра). Для бурения, а также для правильной интерпретации (истолкования) данных геофизических исследований скважин необходимо знать истинный диаметр скважины.
Диаметр скважины определяют с помощью каверномера. В результате измерений получают кривую изменения диаметра скважины с глубиной, которая называется кавернограм-м о и.
Каверномер состоит из трех или четырех механических щу-лов, скользящих по стенке скважин. Движение щупов при помощи соответствующего датчика преобразуется в электрические -сигналы, которые передаются по кабелю на поверхность; здесь сигналы поступают на регистрирующий прибор, записывающий кавернограмму.
Имеются каверномеры нескольких типов, отличающиеся системой щупов и способом преобразования, перемещения их в электрические сигналы.
По кавернограммам контролируют состояние ствола скважины при бурении, определяют объем заколонного пространства и т. д.
Диаметр скважины обычно увеличивается в глинистых породах. Это связано с набуханием глинистых частиц и их разрушением. Сильное увеличение диаметра скважины происходит в каменных или калийных слоях, растворяющихся в буровом растворе, и в рыхлых песках, которые размываются в процессе бурения струей бурового раствора, а уменьшение — в проницаемых песчаниках и карбонатных породах в результате отложения на них глинистой корки.
МЕТОДЫ ПЕРФОРАЦИИ И ТОРПЕДИРОВАНИЯ СКВАЖИН
По окончании бурения нефтяной или газовой скважины стенки ее закрепляют обсадными трубами; в интервалах залегания продуктивных (нефте-, газоносных) и водоносных пластов колонну цементируют. При этом обычно нефтеносные и газоносные пласты оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом и приток жидкости в такую скважину невозможен, пока не будут созданы условия для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце против нефтеносного (газоносного) пласта создают ряд каналов (отверстий), обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной: по этим каналам нефть я газ поступают в скважину.
Как правило, отверстия в колонне и цементном кольце соз-лают путем прострела. Этот процесс называют перфорацией колонны, а аппараты, при помощи которых производится прострел, перфораторами. Их спускают в скважину на каротажном кабеле.
32
Перфорацию применяют также для вскрытия заводняемых пластов в нагнетательных скважинах, при цементировании после проведения изоляционных работ и других видов капитального ремонта скважин: при установке колонн-летучек, при переходе на другие горизонты, при зарезке и бурении второго ствола и т. д.
Существуют четыре способа перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная. Первые три способа осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, приборов и аппаратуры, имеющихся в их распоряжении. Пескоструйная перфорация осуществляется техническими средствами и службами нефтяных промыслов.
Пулевая перфорация. В этом случае в скважину на электрическом кабеле спускают стреляющий аппарат, состоящий из нескольких (8—10) камор-стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу, образуя канал для движения жидкости и газа из пласта в скважину.
Пулевые перфораторы разделены на два вида: 1) с горизонтальными стволами, когда длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; 2) с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания их полету направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.
Перфоратор с горизонтальными стволами собирается из нескольких секций, вдоль которых просверлены два или четыре вертикальных канала, пересекающие каморы с ВВ. Стволы камор заряжены пулями и закрыты герметизирующими прокладками. Верхняя секция имеет два запальных устройства. При подаче по кабелю тока срабатывает первое запальное устройство, и детонация распространяется по вертикальному каналу на все каморы, пересекаемые этим каналом. В результате почти мгновенного сгорания ВВ давление газов в каморе достигает 2000 МПа, после чего пуля выбрасывается. Происходит почти одновременный выстрел из половины всех стволов. При необходимости удвоить число прострелов, по второй жиле кабеля подается второй импульс. В этом случае срабатывает вторая половина стволов от второго запального устройства. В перфораторе масса заряда ВВ одной каморы незначительна (равна 4—5 г), поэтому пробивная способность его невелика. Длина образующихся перфорационных каналов составляет 65—145 мм (в зависимости от свойств породы и типа перфоратора), диаметр канала— 12,5 мм.
На рис. 1.11 показан пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами ПВН-90.
При вертикальном расположении стволов объем камор и длина стволов больше, чем при горизонтальном. В каждой секции два ствола направлены вверх и это компенсирует реактив-
3—572 33
-е-
кые силы, действующие на перфоратор в момент выстрела. Одна камора отдает энергию взрыва сразу двум стволам. Масса ВВ в одной каморе достигает 90 г. Давление газов в каморах составляет 600—800 МПа. Действие газов более продолжительное, чем при горизонтальном расположении стволов. Это позволяет увеличить начальн>н> скорость вылета пули и пробивную способность перфоратора. Длина перфорационных каналов в породе получается 145—350 мм при диаметре около 20 мм, В каждой секции перфоратора имеются четыре вертикальных ствола, на концах которых сделаны плавные желобки-отклонители Пули, изготовленные из легированной стали, для уменьшения трения в отклоните-лях покрываются медью или свинцом. Выстрел из всех стволов происходит практически одновременно, так как все каморы с ВВ сообщаются огнепроводным каналом.
Торпедная перфорация
осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле, и отличается от пулевой перфорации тем, что для выстрела используют разрывной снаряд, снабженный взрывателем замедленного действия. Масса внутреннего заряда ВВ одного снаряда равна 5 г. Аппарат состоит из секций, в каждой из
которых имеется по два горизонтальных ствола Снаряд снабжен детонатором накольного типа. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда, в результате чего происходит растрескивание окружающей породы. Масса ВВ одной камеры— 27 г. Глубина каналов по результатам испытаний составляет 100—160 мм, диаметр канала — 22 мм На 1 м длины фильтра обычно пробивают не более четырех отверстий, так как при торпедной перфорации нередки случаи разрушения обсадных колонн.
Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет сфокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовой медью толщиной 0,6 мч). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов — продуктов облицовки пробивает ка-
34
Рис. I П. Пулевой перфоратор с вертикально криволинейными стволами
нал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6—8 км/с и создает давление на преграду (0,15—• 0,3) 106 ЛШа. При выстреле в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8—14 мм. Размеры каналов зависят от прочности породы и типа перфоратора.
Кум>лятивные перфораторы разделяются на корпусные и бескорпусные (ленточные). Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные— одноразового действия. Перфораторы спускают на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, спускаемые через НКТ), а также на насосно-компрессорных трубах. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда {в зависимости от типа перфоратора) 25—50 г.
Применение перфораторов различных типов и конструкций зависит от плотности вскрываемых пород. В твердых породах рекомендуется применять кумулятивную перфорацию, в менее плотных и малопроницаемых породах — снарядную, в рыхлых породах и слабо сцементированных песчаниках — пулевую.
Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает 30 м, торпедным — 1 м, пулевым — до 2,5 м. Это — одна из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.
Ленточные перфораторы намного легче корпусных, однако их применение ограничено давлением и температурой на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинкой жидкостью. В таких перфораторах заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала), герметичных чашках, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом на конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования ее не применяют. Головку, груз, ленту после отстрела извлекают на поверхность вместе с кабелем. К недостаткам бескорпусных перфораторов относится невозможность контроля числа отказов, тогда как в корпусных такой контроль легко осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса.
Кумулятивные перфораторы наиболее распространены. Подбирая необходимые ВВ, можно в широких диапазонах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями.
Гидропескоструйная перфорация основана на использовании абразивного и гидромониторного действия струи жидкости (воды, нефти) со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла). Такая струя в течение нескольких минут создает в обсадной трубе, це-
3* 35
ментном кольце и породе глубокий канал, обеспечивающий надежное сообщение между скважиной и пластом.
Гидропескоструйный аппарат для абразивной перфорации (рис. 1.12) состоит из патрубка, в котором установлен ряд сопел. Аппарат спускают в скважину на насосно-ком-прессорных трубах, по которым подается под высоким давлением жидкость с песком. Вытекая из сопел с большой скоростью, достигающей нескольких сот метров в секунду,, жидкость с песком пробивает эксплуатационную колонну, цементное кольцо и внедряется в породу на глубину до 1 м.
В процессе перфорации под действием абразивной струи жидкости (вверх или вниз вдоль ствола скважины) может образоваться щелевой канал или (при круговом вращении струи) обрезаться колонна по кольцу, что необходимо, например, для извлечения части обсадной колонны.
Торпедирование — взрыв в скважине, производимый при помощи торпеды (заряда взрывчатого вещества). Торпеда кроме заряда взрывчатого вещества содержит средства для взрыва: взрыватель, состоящий из электрозапала и чувствительного к взрыву капсюля-детонатора, и шашку взрывчатого вещества, усиливающего начальный импульс детонации. Спускают ее в скважину на каротажном кабеле, жилу которого используют для приведения в действие взрывателя и всего заряда торпеды
Торпедирование применяют для разрушения пород продуктивных пластов — образования в них трещин для лучшей отдачи нефти или газа, а также с целью обрыва или встряски прихваченных бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб, раздробления металлических предметов на забое скважины (шарошек, долот и т. д.). Иногда торпедирование применяют
36
Рис. 1.12. Схема гидропескоструйной перфорации
с целью удаления песчаных пробок, образовавшихся в стволе скважины, очистки призабойной зоны от глинистых осадков, очистки фильтра, пробивания окна в обсадной колонне для бурения нового ствола и т. д.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. В каких породах залегает нефть?
2. Что мы называем нефтяной залежью и нефтяным месторождением?
3. Расскажите о структурных формах нефтегазовых месторождений.
4. Расскажите о геологических нарушениях.
5. Что представляет собой нефть?
6. Каким путем определяют товарные качества нефти?
7. Как подразделяют нефти по содержанию смолистых веществ, парафина, серы?
8. Что такое вязкость? В каких пределах изменяется вязкость нефтей?
9. Какой газ называется сухим? Жирным?
10. Какой газ называется идеальным?
11. Какое давление называют давлением насыщения пластовой нефти?
12. Что такое критическое давление и критическая температура газа?
13. Что понимают под коэффициентом водонасыщенности и нефтенасыщенности породы?
14. Какие породы называют породами-коллекторами?
15. Какие свойства пород называются коллекторскими? 16 Что такое пористость?
17. Что такое проницаемость?
18 Что такое коэффициент проницаемости и в каких единицах его измеряют?
19. Что такое геологический разрез?
20. Что такое геологический профиль?
21. Что представляет собой структурная карта?
22. Что такое пластовое давление? Температура?
23. Что понимают под геотермическим градиентом и геотермической ступенью?
24. Какие существуют режимы нефтегазоносных залежей?
25. Чем характеризуется водонапорный режим?
26. Каковы особенности режима растворенного газа?
27. Что такое газовый фактор?
28 Расскажите о показателе эффективности разработки нефтегазовой залежи.
29. Что понимают под электрическим каротажем?
30. На чем основаны радиоактивные методы каротажа?
31. Какие методы радиоактивного каротажа Вы знаете?
32. Какими методами проводят контроль качества цементирования обсадной колонны?

На главную страницу