гно в нефтянке что это
Комплексные решения по повышению надежности эксплуатации внутрискважинного оборудования в осложненных условиях на месторождениях ОАО АНК «Башнефть»
На осложненный фонд приходится 27% механизированного действующего фонда скважин АНК «Башнефть».
Основной процент осложнений сопряжен с выпадением АСПО, далее следуют осложнения, связанные с образованием внутрискважинной эмульсии, на третьем месте — отложения неорганических солей, на коррозию приходится менее 1% осложнений.
В настоящее время в компании ведется детальный анализ по каждому виду осложнений, изучается каждая скважина осложненного фонда, проводится мониторинг развития коррозионных и других осложненных зон.
На основе полученных данных разрабатываются целевые программы, направленные на снижение влияния осложнений на работу погружного оборудования и увеличение МРП, делается прогноз развития осложнений.
Для повышения надежности эксплуатации ГНО в компании «Башнефть» широко применяются различные технологии, в том числе полимерное покрытие НКТ, СПКУ для дозирования химических реагентов, магнитные активаторы, катодная электрохимическая защита.
Результаты применения этих технологий уже показали целесообразность и экономическую эффективность и позволили добиться значительного увеличения МРП.Для обобщения данных и проведения полноценного анализа осложнений в «Башнефти» было разработано специальное программное обеспечение — ПТК «Технолог». Его использование позволяет в режиме реального времени получать информацию по каждой скважине об осложнениях и проводимых ремонтах, а также прогнозировать развитие осложнений.
Большая часть месторождений «Башнефти» расположена на территории Республики Башкортостан, шесть месторождений (Нижневартовская группа) находятся на территории ХМАО и два — в Оренбургской области (см. «Территориальное расположение месторождений «Башнефти»).
Территориальное расположение месторождений «Башнефти»
Динамика нефтедобычи компании в 1992–2009 годах характеризуется падением показателей до 2000 года и последующей стабилизацией на уровне примерно 12 млн т/год, или 0,23 млн барр./сут. (см. «Добыча нефти АНК «Башнефть», 1992–2009 гг.»).
Добыча нефти АНК «Башнефть», 1992–2009 гг., млн т/год 
Распределение действующего фонда скважин «Башнефти» по способам эксплуатации
В общей структуре действующего фонда «Башнефти» большая часть приходится на скважины, оборудованные ШГН. Установками ЭЦН оборудовано 15% фонда скважин, которые дают более 30% добычи нефти компании (см. «Распределение действующего фонда скважин «Башнефти» по способам эксплуатации»). На осложненный фонд приходится 27% механизированного действующего фонда скважин «Башнефти». При этом 84% осложненного фонда — скважины, оборудованные ШГН, 16% — скважины, оборудованные ЭЦН. Основной процент осложнений сопряжен с выпадением АСПО, далее следуют осложнения, связанные с образованием внутрискважинной эмульсии, на третьем месте — осложнения, вызванные отложениями неорганических солей и коррозией ГНО (см. «Фонд осложненных скважин «Башнефти» по НГДУ и видам осложнений» и «Структура осложненного фонда скважин «Башнефти»).
Фонд осложненных скважин «Башнефти» по НГДУ и видам осложнений 
Структура осложненного фонда скважин «Башнефти»
В «Башнефти» проводится детальный анализ по каждому виду осложнений, изучается каждая скважина осложненного фонда (см. «Осложнения в добыче нефти»). Лабораторные исследования, в частности, включают анализ состава нефти и воды, АСПО, солевых отложений, промыслового материала. Кроме того, проводится мониторинг развития коррозионных зон, зон АСПО.
Осложнения в добыче нефти
На основе полученных данных разрабатываются целевые программы, направленные на снижение влияния осложнений на работу погружного оборудования и увеличение МРП, делается прогноз развития осложнений. В рамках целевых программ и технологических регламентов делается выбор технологии и необходимого оборудования, которые могут обеспечить повышение надежности эксплуатации скважин.
ТЕХНОЛОГИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГНО
В целях повышения надежности эксплуатации ГНО в компании «Башнефть» широко применяются следующие технологии, включающие в себя как физические, так и химические методы:
ПРИМЕНЕНИЕ НКТ С ПОЛИМЕРНЫМ ПОКРЫТИЕМ
Технология полимерного покрытия труб была освоена на Нефтекамском заводе нефтепромыслового оборудования (НЗНО). На месторождениях «Башнефти» применяются полимерные НКТ в нагнетательных и добывающих скважинах, также имеется опыт использования полимерных покрытий для стальных нефтеи водопроводов (см. «Структура использования полимерных покрытий труб»).
Полимерное покрытие новых и восстановленных НКТ
На НЗНО покрываются как новые, так и восстановленные НКТ. На долю восстановленных НКТ приходится 16% труб, обрабатываемых полимерным покрытием. В случае нефтепроводов и водоводов для покрытия используются только новые трубы (см. «Полимерное покрытие новых и восстановленных НКТ»).
Технология полимерного покрытия НКТ применяется в компании с 2001 года и уже зарекомендовала себя как простой и достаточно эффективный подход. Так, на месторождениях компании 882 скважины эксплуатировались при помощи НКТ с полимерными покрытиями, и за время эксплуатации отказы из-за повреждения покрытия произошли лишь на 35 скважинах, или в 4% случаев (см. «Отказы на скважинах с НКТ с полимерным покрытием»).
Отказы на скважинах с НКТ с полимерным покрытием
При этом 33 из 35 отказов были обнаружены на Нижневартовской группе месторождений, для которых характерна высокая температура пласта, вызывающая отслоение полимера от стали. Сегодня мы отказались от использования полимерного покрытия НКТ на этой группе месторождений.
Внедрение НКТ с полимерным покрытием позволило увеличить МРП по всем НГДУ компании с наилучшими результатами по предприятиям «Туймазанефть» и «Краснохолмскнефть», в которых прирост МРП составил порядка 100%. (см. «Эффективность внедренияНКТ с полимерным покрытием на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН»). Использование НКТ с полимерным покрытием предотвращает выпадение АСПО, неорганических солей и образование коррозии.
Эффективность внедрения НКТ с полимерным покрытием на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН 
Принципиальная схема дозирования химического реагента в скважину с применением СПКУ 
Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УЭЦН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой 
Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УШГН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой 
Удельные расходы химреагентов до и после внедрения технологии дозирования химреагентов посредством капиллярного устройства
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СПКУ
Для химической обработки ГНО в «Башнефти» разработано и выпускается СПКУ, позволяющее осуществлять подачу реагента по капиллярной трубке непосредственно в проблемную зону (см. «Конструкция специального погружного кабельного устройства»).
В компании «Башнефть» используются разные виды специальных погружных капиллярных устройств (см. «Специальные погружные капиллярные устройства»). Схема подачи реагента в скважину с применением СПКУ предполагает три варианта подачи реагента: в призабойную зону, на прием погружного насоса или в интервал образования отложений (см. «Принципиальная схема дозирования химического реагента в скважину с применением СПКУ»).
Использовать СПКУ можно на скважинах, оборудованных как УЭЦН, так и УШГН. Поскольку для использования СПКУ требуется лишь установка блока дозирования и последующая подача реагента через капилляр, данный процесс не требует больших дополнительных затрат (см. «Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УЭЦН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой»; «Принципиальная схема обустройства скважины, оборудованной УШГН, при применении технологии дозирования с капиллярной трубкой»).
В «Башнефти» также применяется одна из модификаций СПКУ — погружной четырехжильный кабель (см. «Конструкция погружного четырехжильного кабеля»). Он предназначен для подачи электроэнергии к элек-тродвигателям погружных установок добычи нефти, водоподъема и перекачки жидкостей из шурфов, резервуаров и водоемов. Четвертая жила может использоваться как резервная, для катодной электрохимической защиты подземного оборудования скважин, а также в качестве сигнального датчика — для передачи информации о температуре и вибрации.
В «Башнефти» четырехжильный кабель применялся для электрохимической защиты корпуса ПЭД (см. «Схема защиты ГНО с использованием четвертой жилы»). Корпус ПЭД посредством четвертой жилы был соединен с обсадной колонной и со станцией катодной защиты. Такая схема применялась на пяти скважинах и показала хорошие результаты: коррозии ГНО обнаружено не было.
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПКУ
Сегодня можно с уверенностью утверждать, что применение технологии дозирования химреагентов по капиллярному кабелю показывает эффективность как при эксплуатации скважин с ШГН, так и при использовании ЭЦН.
Внедрение технологии адресного дозирования позволило «Башнефти» снизить удельный расход химических реагентов в 1,3–1,5 раза (см. «Удельные расходы химреагентов до и после внедрения технологии их дозирования посредством капиллярного устройства»), сократить более чем в 8 раз число подземных ремонтов, термических и химических обработок.
Конструкция специального погружного кабельного устройства
Важно, что подача реагента с помощью СПКУ позволяет использовать различные реагенты на разной глубине для борьбы со всеми видами осложнений. В среднем по компании «Башнефть» внедрение технологии СПКУ позволило увеличить МРП работы скважин более чем в 2 раза (см. «Эффективность внедрения технологий СПКУ на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН»).
Другие технологии и устройства, применяемые на месторождениях компании, также показывают хорошие результаты (см. «Эффективность применения муфты СПМК на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН»; «Эффективность применения штанг со скребками»).
ПТК «ТЕХНОЛОГ»
Как известно, наибольший эффект применения технологий для борьбы с проблемами осложненного фонда скважин достигается при применении комплексного подхода. Поэтому для обобщения и проведения полноценного анализа осложнений в «Башнефти» было разработано специальное программное обеспечение — ПТК «Технолог». Его создание стало возможным благодаря совместному внесению, обработке и получения данных ЦНИПРом, институтом «Башнефть-Геопроект» и НГДУ.
Конструкция погружного четырехжильного кабеля
ПТК позволяет, используя имеющуюся базу данных по скважинам, проводить анализ и расчеты, прогнозировать развитие осложнений и получать в режиме реального времени информацию по каждой скважине об осложнениях и проводимых ремонтах. В частности, с помощью программы есть возможность сделать автоматический расчет склонности к солеобразованию, увидеть реальный расход эмульгаторов, ингибиторов коррозии, растворителей АСПО, которые применялись на той или иной скважине. Можно также обобщить эту информацию по месторождениям (см. «Программное обеспечение анализа осложненного фонда скважин»). ПТК «Технолог» уже позволил облегчить работу сотрудникам компании, работающим в этой сфере. В настоящее время работа по совершенствованию этого программного обеспечения продолжается.
Нефтянка для инженеров, программистов, математиков и широких масс трудящихся, часть 2
Сегодня мы расскажем о том, как буровые станки бороздят просторы Сибири, из чего состоит скважина; зачем, для того, чтобы добыть что-нибудь нужное, надо сначала закачать в пласт что-нибудь ненужное; и из чего, собственно, сделана нефтяная залежь. Это вторая часть из серии статей для будущих математиков-программистов, которым предстоит решать задачи, связанные с моделированием нефтедобычи и разработкой инженерного ПО в области сопровождения нефтедобычи.
Первую часть серии можно прочесть здесь
Конструкция скважины
Скважина – это отверстие в земле, в земной коре (в почве, потом в глине, потом во всяких разных породах – все видели слоистость земли на стенке любого строительного котлована), пробуренное до глубины залегания месторождения с целью выкачивания из месторождения чего-нибудь нужного (нефти или газа) или закачивания в месторождение чего-нибудь ненужного (воды или углекислого газа). Места, где нефть можно просто черпать с поверхности земли или поднимать воротом из неглубоких колодцев, почти закончились: теперь до нефти нужно сначала добуриться.
Скважину бурят буровой установкой, которая насаживает на трубу специальное буровое долото с вращающимися резцами. В зависимости от способа, может вращаться сама труба вместе с резцами, или труба может не вращаться, но в буровой инструмент подаётся по той же трубе (бурильной колонне) электричество или буровой раствор под давлением. В последнем случае буровой раствор и приводит в движение долото, и он же обратным потоком жидкости выносит на поверхность всё, что там резец набурит. Не знаю, как вы, а я был в своё время восхищён такой инженерной идеей. Там ещё и телеметрия передаётся обратно звуковыми волнами тоже по потоку жидкости.
В процессе бурения можно увеличивать или уменьшать вертикальную нагрузку на долото (то есть, давить вниз) для изменения скорости проходки, а также потихоньку отклонять буровую колонну для того, чтобы направлять скважину в ту или иную сторону. По понятным причинам для бурения нескольких скважин удобнее всего начинать бурение в одном и том же месте, называемом кустом скважин: удобно подвозить к одному месту руду, дерево, ртуть, серу, кристаллы, золото материалы, бригады, оборудование, подводить электричество, а после запуска всех скважин в работу – собирать нефть. Делать это с десятка скважин на одном кусту очевидно удобнее, чем с десятка скважин, рассредоточенных на необъятных просторах торфяных болот Сибири. Поэтому начинают бурить все скважины куста с одной площадки, и постепенно разводят их по траекториям в разные стороны, чтобы на поверхности все траектории скважин куста сходились в одном месте, но внизу равномерно распределялись по какому-то заданному участку месторождения. Это означает, что чаще всего у набора скважин с одного куста есть несколько типовых участков траектории: начальный участок продолжается участком, где скважины разводятся по разным азимутам. Если кто забыл, азимут – это направление, на которое стрелка компаса указывает, точнее – отклонение от этой стрелки. Потом идёт участок набора глубины, потом участок хитрого входа в нефтесодержащий пласт, ну и собственно, участок скважины внутри нефтесодержащего пласта, где в скважину через её стенки поступает нефть.
Чаще всего месторождение “в длину” и “в ширину”, то есть по латерали, гораздо больше, чем “в высоту”, то есть по вертикали. По латерали месторождение может простираться на километры, десятки и сотни километров, а по вертикали – на метры, десятки и сотни метров. Также очевидно, что чем более длинная часть скважины находится внутри месторождения, тем больше нефти будет к такой скважине притекать. Поэтому сейчас большая часть буримых скважин – горизонтальные. Это не значит, что вся скважина горизонтальная – нет, наверху всё такой же “паук” с лапками вниз и в разные стороны. Условно вертикальная скважина “протыкает” месторождение вертикально, а условно горизонтальная скважина имеет довольно длинный (сотни метров) вскрывающий месторождение горизонтальный участок.
После бурения скважину отдают в освоение. Дело в том, что при бурении скважина и прилегающая к ней часть пласта оказывается забита всяким мусором и шламом: мелкими и крупными частицами породы, утяжелителями бурового раствора и так далее. Задача освоения – очистить скважину, очистить место соединения скважины с пластом, очистить прилегающую часть пласта (призабойную зону) так, чтобы то, что мы хотим добывать или закачивать, не испытывало затруднений на своём пути. После освоения скважина готова к добыче: спускай длинную насосно-компрессорную трубу (НКТ), на которой находится насос, открывай задвижку на самой скважине, включай насос и готовь ёмкости или трубопровод.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Правда, даже если вы сделаете всё в точности как описано выше, ёмкость вам понадобится маленькая, а трубопровод тоненький. Всё потому, что большинство месторождений, находящихся в разработке сейчас, являются настолько плохими (низкопроницаемыми), что бурение обычных вертикальных или даже горизонтальных скважин становится экономически неэффективным. Причём хорошо, если просто экономически неэффективным – в конце концов, всегда можно напечатать долларов и раздать бедным сланцевым компаниям – а вот если энергетически неэффективным (когда в добываемой нефти энергии меньше, чем требуется потратить на бурение и добычу), то совсем пиши пропало. На помощь пришла технология гидравлического разрыва пласта.
Суть гидроразрыва пласта (ГРП) заключается в следующем. В скважину под большим давлением (до 650 атм. или даже 1000 атм.) закачивают специальную жидкость, похожую на желе (собственно, это и есть желе). Это давление разрывает пласт, раздвигая слои породы. Но на той глубине, где обычно производится ГРП, порода сильнее сдавлена сверху, чем с боков, поэтому давлению проще раздвинуть её в стороны, чем вверх. Трещина получается почти плоская и вертикальная, при этом ширина её составляет считанные миллиметры, высота – десятки метров, а длина может доходить до нескольких сотен метров. Затем вместе с жидкостью начинает подаваться пропант – похожая на песок смесь крепких керамических гранул диаметром от долей миллиметров до миллиметров. Цель ГРП – закачать побольше пропанта в пласт так, чтобы образовалась очень хорошо проницаемая область, соединённая со скважиной. Жидкость, конечно, утечёт в пласт, а пропант останется там, куда успел дойти и не даст трещине полностью сомкнуться, обеспечивая высокопроводящий канал. Если до ГРП нефть в скважину притекала только со стенки самой скважины, то после ГРП нефть притекает со всей (ну может и не со всей, а может только с половины, точно никто не скажет) поверхности трещины. То есть площадь с которой притекает нефть, после ГРП увеличивается где-то в 1000 раз. А значит растёт (пусть и не в 1000 раз) и дебит скважины, что в конечном итоге позволяет разрабатывать месторождения, которые ранее считались нерентабельными.
Современные технологии дошли до того, что позволяют сделать на скважине не одну трещину ГРП, а целый набор, называемый стадиями (чемпионские скважины сейчас имеют длину горизонтального участка до 2000 м. и до 30-40 трещин ГРП).
Физико-химические свойства нефтесодержащей породы
Важно понимать, что и пористость, и все остальные описываемые далее параметры, не являются на самом деле одним числом, которое справедливо для всего месторождения. Это показатели, которые зависят от самой породы и пропитывающих её флюидов, и, конечно же, меняются от точки к точке, потому что само месторождение практически всегда неоднородно (пусть и масштаб этой неоднородности может быть очень разным). Там, где в пределах месторождения залегают глины, пористость будет мала, где залегают песчаники – там пористость будет велика, и так далее. Кстати, мы всё равно не сможем описать каждый кубический сантиметр породы, поэтому от реальности при моделировании нам придётся отступить, и считать, что на каком-то масштабе (например, в ячейках размером 10 метров на 10 метров на 1 метр) свойства породы и всего остального не меняются.
Второй важный показатель – проницаемость породы. Она показывает способность породы пропускать сквозь себя флюид. Флюид, кстати, – это то, что может течь, жидкость или газ. Когда пустот в породе мало, порода не пропускает сквозь себя флюид. Мысленно представим, что пустот в породе становится всё больше и больше: начиная с определённого момента отдельные пустоты начинают соединяться друг с другом и происходит перколяция – возникают каналы, по которым флюид может начинать двигаться. В быту мы часто сталкиваемся с пористыми материалами с высокой и низкой проницаемостью: губку для посуды легко “продуть” насквозь, хлеб уже больше сопротивляется попыткам продуть сквозь него воздух, а продуть насквозь пробку не легче, чем надуть резиновую грелку. Измеряется она в единицах дарси, но чаще в ходу миллидарси мД и нанодарси нД.
Во всех этих случаях можно заметить следующие закономерности. Через одни материалы (с высокой проницаемостью) всё фильтруется легче, чем через другие – и жидкости, и газы. Кроме этого, газы вообще фильтруются легче, чем жидкости. Да и среди жидкостей всё не так однозначно – любой может заметить в домашних условиях, что жидкий гелий (у любой рачительной хозяйки в холодильнике всегда есть) фильтруется гораздо легче, чем вода… а вода фильтруется гораздо легче, чем, например, кисель. Это происходит потому, что на скорость фильтрации влияет не только проницаемость (через что фильтруется), но и вязкость (что фильтруется).
Нефтяники всё время говорят про фильтрацию, используя именно это слово, но нужно привыкнуть к его особенному значению. Кофе фильтруется через бумажную салфетку, оставляя на ней частицы зёрен, но нефть, газ и флюиды фильтруются через породу немного в другом смысле. Слово “фильтруется” в нефтянке надо понимать просто как “течёт сквозь”.
Во всех приведённых примерах чтобы что-то начинало продуваться, мы начинали дуть, то есть прикладывать разность давлений. Если взять сантехническую трубу, набить её пористой средой и приложить к одному концу трубы повышенное давление газа или жидкости (с другой стороны будет обычное, атмосферное), то закон Дарси утверждает, что скорость фильтрации (дебит, то есть расход продуваемого флюида в секунду) будет пропорциональна проницаемости и перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости и длине трубы. Если в два раза увеличить длину трубы, для сохранения такой же скорости потока нужно в два раза увеличить перепад давления, а если в два раза увеличить вязкость продуваемого газа или жидкости, то для сохранения скорости продува нужно в два раза увеличить проницаемость продуваемой среды.
Как связана пористость и проницаемость?
Во-первых, для реальных материалов, в том числе для горных нефтенасыщенных пород, они действительно друг с другом чаще всего коррелируют. Во-вторых, правильнее говорить, что пористость является причиной для проницаемости. Очевидно, что если пористость равна нулю, то и проницаемость тоже равна нулю. Но вот все остальные зависимости – скорее статистические. Да, действительно, чаще всего, чем больше пористость, тем больше и проницаемость, и вообще, чаще всего пористость и проницаемость связаны экспоненциальной статистической зависимостью (обратите внимание, что на картинке одна ось – логарифмическая). Однако техногенные вещества могут эту зависимость нарушать: так аэрогель имеет высокую пористость (90-99%), но очень низкую проницаемость (я думаю, меньше 1 нД).
На что влияет проницаемость? На скорость добычи, конечно. Насос, спущенный в скважину очень быстро “выбирает” нефть вокруг себя и снижает давление в призабойной (прилегающей к нижней части скважины) зоне, а дальше в игру вступает проницаемость. Если она достаточно высока, то перепад давления, созданный насосом, вызывает фильтрацию пластовой жидкости из дальней зоны, а если проницаемость мала, то сколько ни снижай насосом давление в призабойной зоне (а у давления нет верхнего предела, но очень даже есть нижний – создать давление ниже нуля атмосфер ещё никому не удавалось!), существенный приток не вызовешь. Гипотетически, если выкопать скважину глубиной два километра в породе с нулевой проницаемостью (говорю же – гипотетически), то скважину можно полностью осушить, и на дне её будет то же самое атмосферное давление (ну ладно, чуть больше), но ничего никуда течь не будет.
В итоге, в так (неправильно) называемых “сланцевых” месторождениях нетрадиционной нефти с их крайне низкой проницаемостью бурить обычные скважины бесполезно: нефть есть, её много, но из-за низкой проницаемости скорость фильтрации такая низкая, что скважины дают мизер, не окупающий даже их эксплуатацию. Что делать? Увеличивать площадь скважины, но не увеличивая её диаметр (обрушится!), а создавая в пласте соединённую со скважиной открытую трещину ГРП, пусть и тонкую, но с большой площадью стенок. И даже это позволяет добывать нефть только с того объёма, который хоть как-то трещинами был затронут, а с соседнего кубокилометра так ничего и не притечёт.
Итак, пористость определяет теоретический доступный к добыче объём месторождения, а проницаемость определяет скорость фильтрации нефти к скважине. Третий важный параметр, описывающий свойства нефтесодержащей породы – это насыщенность, в частности, нефтенасыщенность. Пористость описывает объем “пустоты” в породе, которую может занимать любой подвижный агент – хоть жидкость, хоть газ. Но таких кандидатов в месторождении несколько: это может быть действительно газ, в условиях месторождения это чаще всего природные газообразные углеводороды (метан, этан, пропан и так далее), или какой-нибудь техногенный углекислый газ, если его уже успели закачать. И это может быть, собственно, нефть и вода. Откуда там возьмётся вода? Правильный вопрос на самом деле – откуда там взялась нефть, потому что вода там была с самого начала: напоминаю, когда-то всё это было дном океана. Это нефть в ловушку месторождения пришла и вытеснила воду, но вытеснила не всю воду, что там изначально была. В итоге когда мы начинаем разрабатывать месторождение, часть порового объёма в любой точке может быть занята нефтью, часть газом, а часть водой.
Доля порового объёма, занимаемая нефтью – это и есть нефтенасыщенность. Особенность этого показателя в том, что он может меняться в процессе разработки месторождения. Когда через нагнетательные скважины начинают закачивать воду, нефтенасыщенность в разных точках месторождения начинает меняться.
Кроме нефтенасыщенности есть ещё и газонасыщенность – доля свободного газа в поровом объёме (какое-то количество газа, кроме этого, ещё и растворено в нефти – оно учитывается в другом месте). В каких-то месторождениях есть свободный газ (он скапливается в верхней части месторождения в виде так называемой газовой шапки), в каких-то нет. Какая-то часть порового объёма, кроме этого, обязательно занята водой – доля этого объёма называется водонасыщенностью. В любом случае, сумма нефте-, газо- и водонасыщенности всегда равна единице, потому что – а чем ещё может быть занят поровый объём между крупинками породы?
Следующим важным физическим параметром, влияющим на добычу нефти, является так называемое пластовое давление – давление флюида между частичками породы в каждой точке месторождения. Сами частички ещё испытывают на себе геостатическое давление “скелета” всей породы, что ещё лежит сверху, но это уже совсем другая история.
Нефтяники любят высокое давление и не любят низкое давление, потому что давление – это накопленная энергия, которой можно воспользоваться. Иногда нефть находится в месторождении под таким высоким давлением, что её, по сути, и качать не надо – достаточно добуриться скважиной до месторождения, и пластовое давление начнёт самостоятельно выталкивать нефть на поверхность: скважина даст фонтан нефти – только и успевай подставлять вёдра и тазики, нефть хлещет сама, без каких-либо затрат электричества на добычу!
Давление тесно связано с таким показателем, как сжимаемость. Мысленно представим себе колбу, наполненную, например, газом. Пусть давление там равно атмосферному. Затолкаем туда ещё 1% объёма газа и посмотрим, как изменилось давление. Если у вас нет под руками манометра, придётся поверить на слово – изменится не очень сильно (вы удивитесь — но на на тот же 1%). Возьмите пустую бутылку 0.7 (можно взять полную и предварительно её опустошить, но тогда дальнейшие опыты могут столкнуться с проблемами) и убедитесь, что немного воздуха туда выдохнуть всегда можно: газ очень хорошо сжимаем, его сжимаемость велика. А вот если газ заменить на жидкость, попытка впихнуть ещё немного жидкости в полную колбу в случае успеха, скорее всего, закончится печально: давление вырастет моментально и очень сильно, потому что жидкость плохо сжимается, её сжимаемость мала.
Можно сказать, что сжимаемость позволяет накапливать упругую энергию сжатия в веществе, и именно сжимаемость гораздо больше, чем давление, определяет, сколько энергии в сжатой среде накоплено. Если сжимаемость велика, энергии можно накопить много. Если сжимаемость мала, энергии много не накопишь. Представьте баллон с манометром, показывающим 220 атмосфер давления внутри. Если эту энергию пустить в дело, например, засунуть в ракету, то высоко ли она полетит? Оказывается, всё определяется не тем, сколько атмосфер давления, а тем, что там внутри сжато. Если там воздух, ракета взлетит, а если только вода – не взлетит. Посмотрите, как летают пневмогидравлические ракеты и подумайте, зачем они “пневмо” и зачем гидравлические. Тот же самый принцип используется в гидроаккумуляторах в домашней системе водоснабжения – вода не позволяет накопить много энергии сжатия, чтобы не включать каждый раз насос, когда вы открываете кран, а газ – легко.
Сжимаемость нефти больше сжимаемости воды, но гораздо меньше сжимаемости газа, поэтому при добыче нефти, если не замещать доставаемый объём из месторождения чем-то ещё, пластовое давление очень быстро падает. Ещё, когда говорят о сжимаемости, нужно держать в уме, что при наличии породы и различных насыщающих агентов (воды, нефти, газа), сжимаемость (разная) есть у них всех, и кроме этого, можно говорить об общей сжимаемости всей этой системы.
Газовая шапка на месторождении часто играет ту же самую роль аккумулятора, что воздух в пневмогидравлической ракете, поэтому случайно стравить газовую шапку месторождения – значит потерять ту значительную часть энергии, которая могла бы выдавливать в скважины нефть, а еще к тому же пустить нефть туда, где раньше был газ. А всем известно, если пролить куда-то сметану из банки, а потом попытаться собрать ее обратно, чтобы мама не ругалась… часть сметаны обратно собрать не получится, и с нефтью то же самое.
В следующей части мы расскажем, как месторождения образовывались, что с ними происходит в процессе добычи, а также изучим физико-химические свойства нефти, воды и газа.