Гранулометрический (механический) состав пород

Под гранулометрическим составом горной породы понимается количественное содержание в ней разных по размеру зерен, состав­ляющих данную породу.

Гранулометрический состав породы обычно выражают как про­центное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце-породы.

Для сцементированных пород (песчаников) величину отдельных зерен определяют после предварительного разрушения цемента породы.

Исследования показывают, что от гранулометрического состава породы зависят многие свойства пористой среды: проницаемость,, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического-состава пород зависит количество нефти, которое остается в пласте-после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромыс­ловой практике. Например, на основе механического анализа в про­цессе эксплуатации нефтяных месторождений подбирают фильтры для забоев нефтяных скважин, предотвращающие поступление песка в скважину.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частиц; до галечника и валунов.

В практике выделяют следующие фракции механического состава породы по диаметру зерен: галька и щебень — более 1 см; гравий — от 1 см до 2 мм; грубый песок — от 2 до 1 мм; крупный песок — от 1 до 0,05 мм; средний песок — от 0,5 до 0,25 мм; мелкий песок — от 0,25 до 0,1 мм; крупный алеврит — от 0,1 до 0,05 мм; мелкий алеврит — от 0,05 до 0,01 мм; глинистые частицы — менее 0,01 мм.

Исследования показали, что гранулометрический состав боль­шинства нефтесодержащих пород определяется в основном частицами размерами от 1 до 0,01 мм.

Механический состав пород определяют ситовым и седимента-ционным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород приме­няется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и больше.

Содержание частиц меньшего размера определяется методами седи­ментации.

При проведении ситового анализа в лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с раз­мерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053, 0,074, 0,105,0,149, 0,210, 0,297, 0,42, 0,5, 0,84, 1,68 и 3,36 мм. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наибольшими размерами отверстий. В него насыпают навеску породы (50 г) и просеивают в течение 15 мин. После этого взвеши­вают породу, оставшуюся на каждом сите, и результаты ситового

анализа записывают в таблицу. Методы седиментационного разделения частиц по фракциям

80\ —I—НЧ—I—I I 1ЛГ I I I основаны на различной ско-

рости осаждения зерен разного
80\ —|—I I I • I—(-ЩгН—Ш размера в вязкой жидкости.

с* ^-^ъ>- ^ ₀ 0^ 0^0 0,20 И,пм

Рис. 8. Кривая суммарного механиче- Рис. 9. Кривая распределения зерен
ского состава песка. песка по размерам.

По результатам ситового и седиментометрического анализа строят кривые суммарного механического и фракционного состава песка. В первом случае на полулогарифмической бумаге (рис. 8) по оси ординат располагается равномерная шкала суммарного со­держания в весовых процентах частиц диаметром, меньшим размера отверстий сита; по оси абсцисс на логарифмической шкале откла­дывают логарифмы диаметров частиц породы.

На кривой механического состава имеются три характерные точки: точка 1 соответствует размеру отверстия сита, на котором задержи­вается 10% более крупных фракций, а 90% более мелких фракций проходит через сито; точка 2 соответствует 60%-ному суммарному весовому составу, включая все более мелкие фракции; точка 3 соот­ветствует 10%-ному суммарному весовому составу вместе со всеми более мелкими фракциями. Диаметр частиц, соответствующий этой точке, называется эффективным диаметром.

Для определения фракционного состава песка в прямоугольной системе координат на оси абсцисс откладывают диаметры частиц, а на оси ординат — содержание каждой фракции в исследуемом образце породы в весовых процентах (рис. 9). В этом случае каж­дая фракция представляется в виде прямоугольника, основанием

и ненадежны, особенно при эксплуатации пластов с большим дав­лением. Поэтому раздельная эксплуатация двух пластов одной сква­жиной через две параллельные колонны подъемных труб почти не применяется.

Каждый метод совмест­но-раздельной эксплуата­ции двух пластов в зави­симости от характеристики пластов и условий приме­нения может быть осуще­ствлен в нескольких раз­новидностях, различаю­щихся между собой конст­рукциями подземного и на­земного оборудования.

Рассмотрим некоторые схемы оборудования для раздельной одновременной эксплуатации одной сква­жиной двух пластов.

На рис. 148 представ­лена схема подземного обо­рудования, разработанная в Ставропольском филиале ГрозНИИ для раздельной эксплуатации двух нефтя­ных пластов одной сква­жиной фонтанным спосо­бом по колонне подъем­ных труб и затрубному пространству.

Рис. 148. Схема под­земного оборудования скважины для экс­плуатации двух пла­стов фонтанным спо­собом по колонне подъемных труб и зат­рубному простран­ству.

Рис. 149. Схема под­земного оборудования ОРЭ-2Ф для скважи­ны, эксплуатирующей два пласта фонтанным способом по одной ко­лонне труб.

Разобщителем пластов является конусная метал­лическая пара: специаль­ная муфта-седло 7 и уп­лотняющий конус-разоб­щитель 6; муфта-седло яв­ляется элементом эксплу­атационной колонны 1 и устанавливается при спуске ее в интервале между продуктивными пластами. Конус-разоб­щитель спускают на колонне насосно-компрессорных труб 2. Посадкой в муфту-седло 7 конуса-разобщителя, конусная часть которого оборудована медной рубашкой, создается разобщение пластов. К колонне насосно-компрессорных труб через переводник 3 с левой резьбой присоединен клапанный узел 4 с шаровым кла-300

паном 5. Переводник служит для освобождения колонны подъем­ных труб в случае прихвата клапанного узла или конуса-ра­зобщителя. Продукция из нижнего пласта поступает на поверх­ность по колонне подъемных труб, из верхнего пласта — по затруб­ному пространству. Оба пласта осваиваются одновременно прокач­кой жидкости соответствующей плотности через затрубное простран­ство и клапанный узел в колонну подъемных труб. Этим же способом ведется промывка и глушение скважины.

На рис. 149 представлена схема оборудования ОРЭ-2Ф, разрабо­танная во ВНИИ. При этом оборудовании продукция из обоих пла­стов поднимается на поверхность по одной колонне труб, а работа пластов регулируется сменными забойными штуцерами.

Спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 пакер 9 устанавливают в эксплуатационной колонне между пластами для разобщения их друг от друга. Выше пакера помещен разобщи­тель, состоящий из полого цилиндра 5 специальной конструкции, заключенного в кожухе 2, на верхнем конце которого имеется саль­никовое уплотнение. Внутренняя полость цилиндра 5 сообщается через отверстия Б с затрубным пространством скважины и через отверстия В с кольцевым пространством между цилиндром 5 и ко­жухом 2. Эта же полость цилиндра через отверстия А сообщается также с колонной насосно-компрессорных труб 1. Внутри цилиндра устанавливаются распределительный плунжер 7, имеющий манжет­ные уплотнения 6, 8, и отжимной конусный штуцер 4. Распредели­тельный плунжер фиксируется в цилиндре замком 3. Плунжер слу­жит для регулирования забойным штуцером режима работы ниж­него пласта. Продукция из этого пласта поступает в плунжерную трубку и затем через штуцер направляется в подъемные трубы. Продукция из верхнего пласта поступает через отверстия В та В в кольцевое пространство между цилиндром и кожухом разобщи­теля и далее через отверстия А направляется в подъемные трубы, смешиваясь там с продукцией нижнего пласта.

Общий дебит скважины регулируют устьевым штуцером, а со­отношение отборов из отдельных пластов в общем дебите изменяют регулированием отбора жидкости из нижнего пласта штуцером 4. При необходимости изменения отбора продукции из верхнего пласта плунжер 7 при помощи специального ловителя, спускаемого на сталь­ном тросе, заменяют другим плунжером, который направляет про­дукцию нижнего пласта через отверстия В и кольцевое пространство между цилиндром и кожухом разобщителя непосредственно в подъем­ные трубы. Продукция верхнего пласта проходит через отверстия Б в плунжер и затем через штуцер поступает в подъемные трубы.

Конструкция ловителя, применяемого для спуска и подъема плунжера, показана на рис. 150. Работа ловителя зависит от поло­жения регулируемого кольца 1. При нижнем положении кольца ловитель освобождается от замка и плунжер остается в цилиндре разобщителя. При верхнем положении кольца ловитель соединяется с замком и плунжер извлекается из цилиндра. Имеющиеся в ловителе

Насосный лласт

защелки 2 предохраняют плунжер от самопроизвольного отце-пления при движении в подъемных трубах.

Общий дебит скважины замеряют на поверхности дебитомером, а дебит регулируемого пласта — глубинным дебитомером, спускае­мым на тросе и устанавливаемом в разобщителе ниже отверстия А (см. рис. 149) над плунжером. Дебит второго пласта определяется по разности между замерами на поверхности и пока­заниями глубинного дебитомера.

Оборудование ОРЭ-2Ф предназначено для исполь­зования на 73-мм насосно-комп-рессорных трубах в скважинах с 146- и 168-мм эксплуатацион­ными колоннами, не выделяю­щих песок, который может при­вести к образованию песчаных пробок, засорению отверстий и каналов в оборудовании и бы­строму разъеданию забойного штуцера.

Ряс.150. Ло-витель.

Рис. 151. Схема обо­рудования скважины при раздельной экс­плуатации двух пла­стов двумя глубин­ными насосами. I и II — пласты.

Для раздельной эксплуата­ции двух пластов глубинными насосами имеются установки различных конструкций. Схема одной из них показана на рис. 151. В этой установке в качестве нижнего использован невставной глубинный насос 5. Верхний насос '3 является пе­ределанным стандартным насо­сом и отличается наличием кольцевого всасывающего кла­пана 8, состоящего из четырех всасывающих клапанов, распо­ложенных не центрально, а по окружности. Нижний насос спу­щен на 73-мм трубах 7 и имеет внизу пакер 6 в обсадной ко­лонне 4. Верхний насос 3 спу­щен на 48-мм трубах 2 и штан­гах 1. В такой установке при ходе плунжера вверх нижним насосом всасывается жидкость с нижнего горизонта, а верхним насосом вместе с жидкостью из верхнего горизонта одновре­менно всасывается и жидкость, поступающая от нижнего насоса. Жидкость из обоих горизонтов смешивается в ци­линдре верхнего насоса. Диаметр верхнего насоса подбирают так, чтобы обеспечить добычу жидкости из обоих пластов. Оборудование по схеме «насос—фонтан» под шифром 1Р6Н-80-800 показано на рис. 152.

Рис. 152. Оборудова­ние скважины для раздельной эксплуа­тации двух пластов по схеме насос — фонтан 1Р6Н-80-800.

Подземное оборудование состоит из пакера 1, погружного центро­бежного насоса 2, кожуха 3 для перевода жидкости нижнего пласта из-под пакера на прием погружного насоса, разобщителя 4, позволя­ющего с помощью плунжера 5 сообщать затрубное пространство скважины с насосно-компрессорными трубами, труб­ного якоря 6, исключающего передачу нагрузки на электронасос от веса ко­лонны насосно-компрессорных труб 7 и токоподводящего кабеля 8.

На поверхности устанавливаются фонтанная арматура 9, станция управ­ления 10 и автотрансформатор 11.

На рис. 153 представлена схема оборудования скважины для добычи нефти из пласта штанговой насосной установкой и с одновременной закач­кой воды через эту же скважину в дру­гой продуктивный пласт с целью под­держания пластового давления.

Рис. 153. Схема оборудования скважины для добычи нефти аз пласта и одновременной раздельной закачки воды в дру­гой пласт в одной скважине.

Подземное оборудование скважины состоит из следующих основных ча­стей: колонны 89-мм насосных труб 1, штангового глубинного насоса 2, колон­ны 73-мм насосных труб 6, верхнего нажимного пакера 5 и нижнего шлип-сового пакера 7. Пакеры соединены между собой колонной 73-мм насосных труб 6. Нижний пакер устанавливают между пластами и закрепляют в экс­плуатационной колонне 3 шлипсовыми клиновыми упорами. Верхний пакер устанавливают в скважине над фильт­ром верхнего нефтяного пласта. В кор­пусе верхнего пакера имеются два ка­нала: центральный патрубок диамет­ром 42 мм и кольцевое пространство между сердечником пакера и централь­ным патрубком. Центральный канал через специальную муфту 4 соединен с затрубным пространством.

Добыча нефти из одного пласта и одновременная закачка воды через эту же скважину в другой пласт осущест­вляются следующим образом. Нагнетаемая с поверхности в сква-яшну вода направляется в пространство между насосными трубами и эксплуатационной колонной до верхнего пакера и здесь через МУФ^ТУ ^ перетекает в центральный канал пакера и далее по ко-

лонне насосных труб 6 проходит через нижний пакер и затем поступает в пласт.

Для добычи нефти из верхнего пласта используются канал в кор­пусе пакера и кольцевое пространство между сердечником пакера и центральным патрубком, соединяющим насосные трубы с приемом глубинного штангового насоса.

При подземном ремонте скважины, оборудованной вставным глубинным насосом, закачка воды в нижний пласт не прекращается.

При необходимости отбора нефти из нижнего пласта и одновре­менной раздельной закачки воды через эту же скважину в верхний продуктивный пласт скважину оборудуют по простой схеме. В сква- • жину на насосно-компрессорных трубах спускают пакер и устанав­ливают его между двумя пластами для изоляции одного от другого. Воду нагнетают с поверхности в затрубное пространство и далее она поступает в верхний пласт, а продукция из нижнего пласта по ко­лонне подъемных труб фонтаном или вставным штанговым насосом подается на поверхность.

Кроме описанных, известны другие схемы совместно-раздельной эксплуатации двух горизонтов одной скважиной как для нефтяных, так и длят газовых скважин.

Метод совместно-раздельной эксплуатации находит все более широкое распространение во многих НГДУ.

20 Заказ 2145

Глава XV