что такое внр в нефтянке

Вывод скважины на режим. Состав бригады ВНР, функции каждого члена бригады.

ВНР является важной технологической операцией, обеспечивающей дальнейшую бесперебойную работу скважины, увеличивая наработку на отказ ГНО.

К ВНР допускается оператор не ниже 5 разряда, представитель бригады ПР, электромонтер сервисной организации, оператор по исследованию скважин.

После окончанию ПР бригада ТКРС определяет:

-сопротивление изоляции кабеля (не менее 5Мом) до и после герметизации кабельного ввода (при пуске УЭЦН);

-опрессовывает кабельный ввод на давление опрессовки ЭК, но не более 10МПа;

Оператор ЦДНГ отвечает за:

-наличие исправных манометров на линии, буфере и затрубье;

-обеспечивает открытие необходимых задвижек;

-ставит скважину на замер после пуска;

-производит опрессовку ЭК до 4МПа, фиксируется падения давления за 10мин;

-производит контрольный спуск скребка;

Электромонтер перед пуском должен (при пуске УЭЦН):

-проверить исправность заземления СУ и ТПН;

-исправность измерительных приборов СУ;

-работоспособность всех защит в холостом режиме;

-правильность чередования фаз с КТП и с ТПН;

-замерить сопротивление системы «кабельная линия-ПЭД»;

Оператор по исследованию:

-снятие показаний через каждые 15мин манометров, отбивка динамического и статического уровня, токовая нагрузка (для УЭЦН);

-дебит скважины замеряется через каждый час.

УЭЦН:Запуск УЭЦН производится электромонтером с разрешения и в присутствии оператора ЦДНГ. При подаче УЭЦН менее 30 м 3 /сут скважинная жидкость замещается нефтью. Косвенным показателем работы насоса является снижение динамического уровня (при условии, что в скважине еще нет притока и газа нет). В случае отсутствия подачи жидкости через расчетное время, скважина останавливается, меняется направления вращения ПЭД. Запрещается ограничивать подачу насоса (штуцер, задвижка) при первых циклах отбора жидкости глушения. При появлении притока, достаточного для охлаждения ПЭД, работу УЭЦН переводят с периодической на постоянную.

При выводе скважины на режим и эксплуатации с помощью УЭЦН необходимо учитывать, что длительная безостановочная работа УЭЦН, без притока из пласта, недопустима.

Постоянный контроль притока из пласта в процессе работы и остановки УЭЦН на охлаждение позволяет сократить время вывода скважины на режим и исключить необоснованные запуски и остановки насоса, что неблагоприятно влияет на работоспособность погружного оборудования.

· В процессе пускового режима и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х. 3 4567891011Следующая

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Заключительный этап вывода скважины на режим

· Скважина считается вышедшей на режим работы, если ее дебит соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2-х объемов использованной при ремонте жидкости глушения. Еще одним критерием выхода скважины на режим считается условие равности затрубного и линейного давлений (Рз = Рл), которое соответсвует большинству фонда скважин. Если в ЦНДГ есть скважины без давления, то технолог при выдаче план-задания на вывод на режим оператору обязан сделать об этом отметку. Подтверждение установившегося режима работы и контрольную проверку выполнять только в стандартных условиях.

· Если в процессе вывода скважины на режим не удалось добиться расчётного притока из пласта, необходимого для стабильной работы УЭЦН, то проводятся работы по ограничению производительности УЭЦН. Ограничение производительности УЭЦН осуществляется следующими способами:

Ø Использование станций управления с частотно-регулируемыми приводами (понижение промышленной частоты тока). При этом минимально допустимый дебит, обеспечивающий охлаждение ПЭД ;

Ø Использование штуцера на выкидном манифольде ФА. При использовании схемы штуцирования следует помнить, что ограничение отбора приводит к снижению К.П.Д. установки, то есть к дополнительному нагреву УЭЦН.

Ø Если штуцированием и с помощью частотного регулирования не удаётся добиться стабильного режима работы системы «скважина-УЭЦН», то следует переходить на работу в режим автоматического повторного включения. Работа УЭЦН в режиме автоматического повторного включения должна производиться только по программе «работа/отстой», (с обязательно включенным режимом ЗСП на случай сбоя программы или ухудшения коллекторских свойств пласта). Работа УЭЦН в режиме автоматического повторного включения по срыву подачи не допускается.

При определении программы периодической работы УЭЦН необходимо учитывать следующие критерии:

— режим работы УЭЦН должен обеспечить максимальную депрессию на пласт на протяжении времени его работы;

— время охлаждения УЭЦН между циклами откачки должно быть не менее (2 часа);

— время работы УЭЦН при настройке программной ячейки СУ не должно допускать остановки по срыву подачи (срабатывание защиты ЗСП).

· Решение о дальнейшей эксплуатации УЭЦН, не вышедших на режимную работу, принимается начальником сектора РМФ по региону;

Источник

Вывод скважин на режим, технология проведения, состав бригады ВНР, функция каждого члена бригады

1. Вывод скважин, оборудованных УЭЦН, ШГН на режим после ПРС, КРС является основной технологической
операцией в процессе эксплуатации УЭЦН, ШГН. На освоение скважин влияют следующие факторы: ухудшенное
охлаждение погружного электродвигателя, т.к. происходит откачка жидкости из затрубного пространства, при ми-
нимальном притоке из пласта; большая загрузка погружного электродвигателя по мощности, из-за откачки жидкости
глушения, имеющей высокий удельный вес; наличие остаточной водонефтяной эмульсии в стволе скважины, оставшейся
после глушения; вероятность работы насоса с обратным вращением

1. Ответственным за правильность вращения УЭЦН при запуске после ПРС, КРС является электромонтер ЭПУ-
учетом газировки ПЭД, кабеля, СУ.

2. Через 1час для УЭЦН20;25; 50, 3часа для FS400;FC300;FS650;FC650,7часов для ON2SO; 450; TD280
450 после первоначального включения, УЭЦН необходимо остановить для охлаждении ПЭД на 1,5 часа. П
одиночным скважинам, удаленным от АГЗУ на значительном расстоянии в зимнее время разрешается не производит
остановку на охлаждение ПЭД после первоначального включения.

3. Особенности вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН-20;25;ЗО.Передвыводом на режим
рекомендуется произвести смену объема скважин (на глубину подвески НКТ)на нефть. В случае отсутствия притока пласта работа УЭЦН-20,25,30 не должна превышать 3часов, затем необходимо остановить УЭЦН на время не менее 2- часов.

4. В случае работы УЭЦН-50(в суммарном выражении) 14 часов и отсутствии притока из пласта, необходимо в
обязательном порядке произвести смену объема на скважине (на глубину подвески НКТ)на нефть.

6. В случае длительного вывода на режим необходимо производить штуцирование УЭЦН для создали
долговременной депрессии на пласт.

8. Запрещается производить вывод скважин на режим с неисправным АГЗУ без прослеживания Ндин
Категорически запрещается вывод скважин на режим без замера дебита и динамического уровня.

9. Оператор ЦДНГ, занимающийся освоением скважины, заполняет карточку вывода скважины на режим
параметры заносятся через каждые 15 минут (для ЭЦН250 и выше каждые 5минут). Дебит замеряется с периодичностью час. Появление нефти из пробоотборника не является показателем того, что пласт включился в работу (в процесс глушения скважины может произойти неполное замещение жидкостью глушения объема скважины), Показателем того, что происходит приток из пласта является появление газа в затрубном пространстве.

10. При запуске скважины, оборудованной ШГН после ПРС, КРС производится опрессовка колонны НК
штанговым насосом, снимается динамограмма, замеряется дебит.

12. УЭЦН, ШГН считается выведенным на режим, если за последние 2часа работы не наблюдается
снижение дебита, тока, динамического уровня и в затрубном пространстве давление газа выше нуля. Через 12-14
часов производится замер контрольного динамического уровня.

2. Назначение и схема УЭЦН, описание и назначение компонентов и узлов.

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из

нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей

нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества

различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы

установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости.

При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей

превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов,

интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация,

попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев

двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (на­сос, электродвигатель, протектор), который спускается на колонне насосно-компрессорных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; автотрансформатора и станции управ­ления.

Погружной электродвигатель (ПЭД) 1 расположен под на­сосом, вал которого соединяется с валом насоса посредством шлицевого соединения вала протектора. ПЭД представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении — помещен в стальную трубу, заполненную транс­форматорным маслом. Бронированный кабель прикрепляется к колонне НКТ крепежными поясами и подводится к ПЭД.

Погружной центробежный электронасос монтиру­ется также в стальной трубе. Рабочие колеса собраны на валу скользящей посадкой. Колеса расположены в соответствующих направляющих аппаратах как на подпят­никах.

Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения посредством специальных муфт с валами насоса и электродвигателя. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, а нижняя секция — трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере ее убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что предотвращает возможность попадания скважинной жидко­сти в двигатель.

Источник

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.

Источник