Ответы на вопросы по нефтегазовому делу (Вариант 15)

Воды нефтяных месторождений. Виды и условия залегания.

В зависимости от залегания водоносных горизонтов в нефтеносной толще: — верхняя, — промежуточная, — краевая, или синклинальная, — нижняя — подошвенная вода. Верхняя вода залегает в слоях, расположенных над нефтеносной толщей. Промежуточная вода находится в слоях, залегающих между нефтяными пластами. Краевая вода залегает в самом нефтяном пласту, занимая пониженные его места: на крыльях антиклинали, на погружениях оси складки и в синклиналях. Нижняя вода находится под нефтеносными пластами, отделяясь от них водонепроницаемым слоем; иногда такой слой отсутствует. Появление в скважине верхней воды — одно из обычных зол на промыслах — является результатом непринятия мер к изоляции верхних вод или порчи тампонажа вследствие недостаточной прочности обсадных труб, неудовлетворительных качеств цемента или неудачного выбора горизонта для закрытия воды. Появление краевой воды указывает на истощение пласта; такой процесс затопления нефтяного пласта и превращения его в водоносный предотвратить нельзя, но замедлить этот процесс возможно, не применяя интенсивного откачивания жидкости. Нижняя вода появляется, если при бурении пробивается водонепроницаемый слой, отделяющий нефтеносный песок от нижележащего водоносного. Во всех случаях доступа воды в скважину вода может затопить не только эту скважину, но и соседние; особенно это относится к нижней воде. В нефтяных пластах с очень пологим залеганием встречается пластовая подошвенная вода, залегающая внизу нефтяного пласта. Присутствие воды в нефтяной скважине увеличивает эксплуатационную себестоимость нефти и может уменьшить производительность скважин «на нефть».

Свойства вод нефтяных месторождений.

Пластовые воды нефтяных месторождений отличаются высокой насыщенностью химическими элементами разного состава, среди которых преобладают Na, K, Mg, Ca, Fe, Al, Si, O, Cl, C, S, N, H, Br, I. Эти элементы находятся в воде в виде растворенных в ней солей различных кислот: — Соляной (NaCl, KCl, MgCl₂, CaCl₂), — Серной (CaSO₄, MgSO₄, Na₂SO₄), — Угольной (Na₂CO₃, NaHCO₃, K₂CO₃, KHCO₃, CaCO₃, MgCO₃), — Сероводородной (FeS, CaS). В составе вод всегда растворены значительные объемы газообразных составляющих, среди которых главная роль принадлежит азоту (N2), углекислому газу (CO2) и сероводороду (H2S). Воды нефтяных месторождений отличаются высокой минерализацией, преимущественно хлоридно–натриевым, хлоридно–кальциевым или гидрокарбонатно–натриевым составом, отсутствием сульфатных соединений, высоким содержанием J, Br, NH4, H2S, наличием солей нафтеновых кислот и растворенных углеводородных газов. Минерализация или насыщение подземных вод различными солями и элементами происходит в процессе их взаимодействия с горными породами, нефтью и газом при воздействии также высоких температур, каталитических свойств пород и микробиологических процессов. Химический состав и физические свойства пластовых вод имеют большое значение при разработке залежей нефти и газа, т.к. от них зависит течение многих процессов в пласте.

Причины обводненности нефтяных и газовых скважин.

Выделяют две основные причины обводнения скважин: — технические, обусловленные нарушением конструкции скважины; — технологические, связанные с технологией разработки месторождения. К первым относятся: нарушения герметичности эксплуатационной колонны из-за ослабления резьбовых соединений, коррозии металла, прожога электрическим током в случае повреждения кабеля ЭЦН, механического повреждения при ремонте и др.; нарушение герметичности цементного камня в заколонном пространстве по контакту между цементным кольцом и обсадными трубами, цементным кольцом и породой из-за некачественного первичного цементирования колонн и техногенных нагрузок в процессе эксплуатации скважин. Технологические причины обводнения скважин обусловлены проницаемостной неоднородностью продуктивных пластов, разницей в вязкости воды, используемой в качестве агента для вытеснения нефти, и самой пластовой нефти и образованием конуса подошвенной воды при разработке водонефтяных зон. В перечисленных геолого-физических условиях происходит опережающее вытеснение нефти контурной или закачиваемой водой по высокопроницаемым пропласткам и преждевременное обводнение скважин.

Факторы, обусловливающие развитие обводненности, связанной с формированием конуса подошвенных вод.

Водяной конус — локальное поднятие поверхности подошвенной воды при эксплуатации скважины в нефтяной или газовых залежах. Образование водяного конуса обусловлено характером распределения гидродинамического давления в окрестности забоя скважины, при котором вертикальная составляющая градиента давления и скорости фильтрации имеет максимальное значение на нижнем конце интервала вскрытия, расположенном выше нефте- или газоводяного контакта (рис.). На формирование водяного конуса оказывают значительное влияние анизотропия пласта и депрессия пластового давления у забоя скважины. Для устойчивости водяного конуса необходимо соблюдение условия: где Р — давление; Z — вертикальная координата; γ_В — плотность воды). При нарушении которого вершина водяного конуса заостряется и вода прорывается в скважину. При наличии в пласте непроницаемых глинистых пропластков значительной протяжённости обводнённость скважины уменьшается тампонажем забоя до их уровня. Для процесса конусообразования характерна нестационарность, обусловленная вытеснением нефти (газа) водой.

Основные причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн.

К основным причинам потери герметичности обсадной колонны и разрушения цементного кольца относятся качество первичного разобщения пластов, механическое и коррозионное воздействие при эксплуатации скважины. Потеря герметичности скважин проявляется в виде механического износа эксплуатационных колонн спускаемым скважинным оборудованием при его эксплуатации и ремонтах, а также в виде коррозионного разрушения, обусловленного особенностями проведения химических обработок, развитием сульфатвосстанавливающих бактерий. На потерю герметичности колонны первоначально большое влияние оказывает механический износ, но с увеличением обводненности, образованием отложений солей, развитием сульфатредукции начинают превалировать коррозионные процессы. В первые годы эксплуатации негерметичность колонны может быть обусловлена некачественным первичным цементированием или серьезной аварией скважинного оборудования. Через 10…15 лет эксплуатации, еще до активного коррозионного разрушения, происходит механический износ колонны при спуско-подъемных операциях, который существенно проявляется в наклонно-направленных скважинах. Интенсивно снижается прочность колонны после ремонтно-изоляционных работ (РИР), механических очисток ствола скважины от солей и АСПО или проведения сложных аварийных работ. В последующие годы проблема защиты эксплуатационной колонны от разрушения продолжает обостряться в связи с проявлением осложнений, характерных для добычи нефти на поздней стадии разработки. Заводнение залежи вызывает сложные геохимические и микробиологические процессы, существенно влияющие на состав попутно добываемых вод и образование отложений неорганических солей в скважинах. На поздней стадии разработки отложения в скважинах имеют комплексный состав и содержат неорганические соли, углеводороды, песок и глинистые частицы с включениями сульфида железа.