Курсовая работа: Контроль и регулирование процессов извлечения нефти

Сначала из затрубного пространства выходил раствор удельного веса 1,27-1,29 Г/см3, затем в нем появилась обильная пленка нефти, постепенно увеличивающаяся. Удельный вес раствора замерялся через каждые 5 мин до полного обновления раствора в скважине. С появлением пленки нефти в растворе удельный вес его постепенно снижался с 1,29 до 1,22-1,16 и даже до 1,13 Г/см3. Обильная пленка нефти с раствором выходила из скважины в течение 1,2-1,5 ч. В течение 25-30 мин выходил раствор удельного веса 1,13-1,16 Г/см3 с включениями нефти в виде крупных "хлопьев".

Приближенная оценка по формуле:

γсм = γн χ + γр (1 - χ) (5)

(где γсм, γн, γр - удельные веса соответственно смеси раствора с нефтью, нефти и чистого раствора; χ - содержание нефти в растворе) показывает, что снижение удельного веса глинистого раствора с 1,27-1,29 до 1,14-1,16 Г/см3 обусловлено содержанием нефти в нем в количестве 24-30%. Расход промывочной жидкости при бурении составлял 30-40 л/сек. Следовательно, при концентрации нефти в растворе 24-30% за 25-30 мин из скважины раствором вынесено более 15-17 м3 нефти или в пластовых условиях 18-20 м3. Если учесть, что обильная пленка нефти в растворе была в течение 1,2-1,5 ч, то общее количество нефти, вынесенной раствором, будет достигать 35-40 м3 и более. Аналогичный вынос нефти с раствором неоднократно наблюдался после каждого прекращения бурения скв.407, 277 и многих других.

Как видно, результаты нефтепроявлений пластов по скв.402 Мухановского месторождения исключают возможность объяснения их указанными причинами. Накопление нефти в стволе скважины произошло во время простоя, когда не было движения раствора. До прекращения процесса бурения и после простоя содержание нефти в растворе было менее 1%. Забой скважины был на 300 м ниже нефтяных пластов, и поршневого действия инструмента на пласты также не было. Иначе на индикаторе веса фиксировался бы вес не только инструмента, но и всего столба раствора. По этой же причине в растворе не было остаточной нефти из выбуренной породы. Кроме того, из всей мощности нефтяных пластов (100 м) было выбурено 30-35 м3 породы, которые содержали всего 5-7 м3 нефти и могли дать остаточной нефти не более 1,5 м3.

Изложенные результаты нефтепроявлений скв.402 не допускают также возможности объяснения попадания фильтрата глинистого раствора в пласт путем обычного опережающего оттеснения нефти из-под долота и от стенок скважины. Если бы это происходило, то не было бы нефтепроявлений, так как непосредственно призабойная зона пласта оказалась бы промытой и содержащей лишь остаточную нефть.

Следовательно, эти взаимозависимые явления (внедрение фильтрата раствора в пласт и приток нефти из него в скважины, где давление столба раствора выше, чем в пласте) можно объяснить лишь одновременным встречным движением в пористой среде воды и нефти. Такие условия могут возникнуть только вследствие активных капиллярных процессов, а именно капиллярного противотока фильтрата раствора из скважины в пласт, а нефти во встречном направлении из пласта в скважину.

Рассмотренные результаты исследований нефтепроявлений пластов при бурении позволяют сделать важную практическую рекомендацию. Для предотвращения аварийного выброса раствора из бурящихся скважин необходимо с появлением первых признаков нефти в растворе не прекращать бурения и промывки скважин раствором, а наоборот, промывку следует усиливать.

Тогда притекающая в скважину нефть будет примешиваться к раствору в небольшой концентрации, облегчение раствора будет незначительным, а выброс его невозможен.

2. Следующим промысловым примером, иллюстрирующим проявление капиллярных сил в нефтенасыщенной пористой среде, является промывка керна фильтратом глинистого раствора.

Широкий опыт исследования нефтенасыщенности кернов, извлеченных из различных пластов, свидетельствует о том, что происходит промывка их фильтратом глинистого раствора, поскольку содержание нефти в кернах существенно ниже, а воды определенно выше, чем в пластовых условиях. Причем вода в кернах имеет явные признаки фильтрата промывочного раствора.

Обычно факт промывки кернов объясняется опережающим оттеснением нефти фильтратом раствора из-под долота, т.е. предполагается, что это процесс локального заводнения за счет гидростатического перепада давления. Однако такое представление недостаточно обосновано и многие фактические данные противоречат ему. В качестве примера можно рассмотреть результаты анализа кернов пласта Д1 из скв.1283 Туймазинского месторождения, проведенного в лаборатории физики пласта ВНИИ (Ф.И. Котяхов, Ю.С. Мельникова и др.). Эти результаты (табл.1) особенно показательны потому, что исследование керна намечалось и проводилось по специальному плану и был обеспечен высокий вынос его из пласта. Но аналогичные данные имеются и по другим месторождениям.

Многочисленные лабораторные исследования вытеснения нефти водой из образцов керна показывают, что нефтеотдача их зависит от проницаемости (чем она выше, тем больше коэффициент вытеснения). Это вполне естественно. Как уже отмечалось, исследованиями В.М. Березина для девонских песчаников Туймазинского месторождения установлено, что при увеличении проницаемости от 70 до 1080 мд коэффициент вытеснения изменяется от 0,57 до 0,77. Исходя из представления опережающего оттеснения нефти фильтратом раствора из-под долота в глубь пласта, следовало бы ожидать такую же зависимость степени промывки керна от их проницаемости, т.е. остаточная нефтенасыщенность менее проницаемого керна должна была бы быть выше нефтенасыщенности более проницаемого керна.

Как видно из рис.2, довольно четко отмечается, что с увеличением проницаемости кернов нефтенасыщенность их увеличивается, а водонасыщенность уменьшается. Содержание хлоридов в воде из кернов свидетельствует о меньшей степени промывки высокопроницаемых кернов и более слабом разбавлении погребенной воды фильтратом раствора.

Эти результаты явно противоречат представлению промыва кернов вследствие опережающего оттеснения нефти из-под долота при выбуривании.

Таблица 1

Физические свойства образцов керна из пластов Д1 и Д2 Туймазинского месторождения, выбуренных с раствором на водной основе (скв.1283)

Глубина, м	Пористость,%	Проницаемость,мд	Водонасыщенность	Нефтенасыщенность	Суммарная водонефтенасыщенность	Среднийрадиуспор,мк	Удельная поверхностьсм2/см3	Концентрацияхлоридов,%
			% от объма пор
16281629	21,4	927	27,9	20,5	48,5	5,9	720	1,08
16281629	23,3	1245	23,3	26,7	50,0	6,5	700	0,787
16281629	19,5	627	34,4	22,6	57,0	5,1	760	0,66
16281629	17,6	483	24,8	23,6	48,4	6,2	740	1,01
1629,91631	21,8	610	33,13	32,5	65,7	4,7	900	0,723
1629,91631	22,6	890	42,0	25,8	67,8	5,6	790	0,599
1629,91631	23,0	735	34,0	25,4	59,54	5,1	895	0,63
1629,91631	24,5	1515	25,9	36,4	62,3	7,1	690	0,743
16391640	22,7	470	28,4	24,6	53,0	4,12	1105	0,475
16411642	23,6	403	18,8	15,5	34,3	3,7	1255	0,75
16411642	23,8	1450	26,2	38,1	64,4	6,9	715	0,478
16411642	24,5	1730	33,2	23,3	56,6	7,7	640	0,473
16411642	21,8	1370	18,0	38,8	56,9	7,1	610	1,21
16411642	22,3	1720	14,4	47,8	62,3	7,9	564	1,00
16601662	21,7	471	38,8	9,14	67,9	4,2	1030	0,55
16601662	21,7	552	28,1	16,5	45,2	4,5	950	0,89
16601662	22,1	70	32,1	30,2	62,8	1,6	2720	0,345
16601662	22,6	542	23,7	34,1	63,9	4,45	1030	0,539
16641666	25,5	1337	15,5	37,6	53,1	6,5	780	3,27
16671669	23,7	335	31,4	31,2	62,6	3,4	1400	0,607
1673,61675	22,4	275	41,6	15,45	57,05	3,1	1430
1673,61675	23,0	409	35,5	15,8	51,3	3,8	1210	0,444

Низкую водонасыщенность кернов (в среднем 20-35%) и суммарную нефте-водонасыщенность кернов (в среднем 50-65%) также невозможно объяснить указанной схемой промыва. Суммарная нефте-водонасыщенность кернов на забое составляет 100% от объема пор. При выносе кернов на поверхность она может быть снижена лишь за счет выделения и расширения газа из остаточной нефти. Но если перенасыщенность кернов на забое составляет всего 25-30%, то газ из этой нефти не может вытеснить 35-50% от объема пор жидкости из гидрофильных кернов и тем более воды, которая удерживается в порах капиллярными силами.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5