Janusz Kośmider. Zjawiska przepływowe w odwiertach naftowych

Transkrypt

1 Janusz Kośmider Zjawiska przepływowe w odwiertach naftowych Zielona Góra 2010

2 Wydawca: Naftech ul. Cytrynowa Zielona Góra ISBN Skład, druk: Drukarnia GOLDRUK Wojciech Golachowski Nowy Sącz, ul. Kościuszki 28

3 Spis treści Słowo wstępne Dopływ płynów złożowych do odwiertów Dopływ radialny Indeks wydajności odwiertu Inwersja dopływowa Dopływ płynów do odwiertów z aktywną wodą podścielającą Dopływ płynów do odwiertów w złożach gazowo-kondensatowych Przepływ płynów złożowych w odwiertach Przepływ płynów przez rury wydobywcze Wynoszenie wody z odwiertów gazowych Przepływ gazu ziemnego przez rury wydobywcze przy niezupełnym wynoszeniu wody Charakterystyki przepływowe odwiertów naftowych Wymiana płynów złożowych w odwiertach Dopływ płynów złożowych do przestrzeni międzyrurowych Hydrodynamiczne metody wyznaczania położenia miejsca nieszczelności w rurach wydobywczych gazowych odwiertów pakerowych Literatura Wykaz oznaczeń Załącznik

4

5 Słowo wstępne W niniejszej książce przedstawiono wybrane zagadnienia związane ze zjawiskami przepływowymi występującymi podczas eksploatacji złóż węglowodorów. Prezentowane w tej pracy tematy dotyczą zdarzeń, które zachodzą głównie w odwiertach i mają decydujący wpływ na ich charakterystyki wydobywcze. Bardzo często objawy obserwowane w głowicach eksploatacyjnych są zależne od różnorodnych czynników przepływowych, które utrudniają rozpoznanie rzeczywistych właściwości odwiertu. Mam nadzieję, że podjęta przeze mnie próba wytłumaczenia niektórych z tych zjawisk wpłynie na lepsze zrozumienie warunków prowadzenia eksploatacji odwiertów naftowych. Pragnę podziękować wszystkim, którzy przyczynili się do przemysłowego zweryfikowania zagadnień przedstawionych w rozdziałach 1.1.2, i Janusz Kośmider Zielona Góra 2010 r. 5

6 6

7 1. Dopływ płynów złożowych do odwiertów Przepływ płynów ze złoża do odwiertu jest wywoływany poprzez wytworzenie w otworze depresji ciśnienia dennego. Natężenie z jakim odbywa się taki przepływ, oprócz depresji ciśnienia dennego, jest uzależnione od właściwości płynów oraz od cech skały zbiornikowej i sposobu jej udostępnienia. W niektórych przypadkach wydajność odwiertu może być znacząco ograniczona z powodu występowania w strefie złożowej stożka wodnego lub wydzielającego się kondensatu Dopływ radialny Spośród wielu wymienianych w literaturze [3, 4, 5] rodzajów dopływu płynów złożowych do odwiertów w praktyce przemysłowej podstawowe znaczenie ma dopływ radialny ustalony, wyrażany zależnością (1.1). Q i = 2π k h P i r (1.1) μ i B i (ln e r + S) w gdzie: Q i natężenie dopływu do odwiertu i-tej fazy płynu złożowego, nm 3 /s, k i współczynnik przepuszczalności efektywnej dla i-tej fazy płynu złożowego, m 2, h miąższość udostępnionej części złoża, m, P depresja ciśnienia dennego, Pa, μ i współczynnik lepkości dynamicznej i-tej fazy płynu złożowego, Pa s, B i współczynnik objętościowy i-tej fazy płynu złożowego, bezw., r e promień strefy zasięgu odwiertu, m, r w promień odwiertu, m, S skin efekt (współczynnik zmiany przepuszczalności w strefie przyodwiertowej), bezw., przy czym: i-tą fazą płynu złożowego może być gaz ziemny, ropa naftowa lub woda złożowa. 7

8 Dla gazu ziemnego współczynnik objętościowy można wyznaczyć z następującej zależności: B g = P n T z z z P z T n z n (1.2) B g gdzie: współczynnik objętościowy gazu ziemnego, bezw., P n ciśnienie warunków normalnych, Pa, T z temperatura złożowa, K, z z P z współczynnik odstępstwa ściśliwości gazu ziemnego w warunkach złożowych, bezw., ciśnienie złożowe, Pa, T n temperatura warunków normalnych, K, z n współczynnik odstępstwa ściśliwości gazu ziemnego w warunkach normalnych, bezw. Dla ropy naftowej współczynnik objętościowy można obliczyć, wykorzystując korelacje zamieszczone w publikacji [1]. Współczynnik objętościowy wody złożowej (solanki), ze względu na minimalną w niej rozpuszczalność gazu ziemnego, ulega nieznacznym zmianom i jest głównie uzależniony od temperatury panującej w ośrodku. Ze względu na fakt, że formuła (1.1) służy do wyznaczania natężenia dopływu płynów do odwiertu ze strefy złożowej, a więc do określania zdarzenia, z myślą o którym prowadzone są wszelkie prace poszukiwawcze i wydobywcze, powinna być uznawana za najbardziej symboliczne wyrażenie w całej inżynierii naftowej. Występujące we wzorze (1.1) składowe wyrażają zarówno parametry fizyczne, które są niemal całkowicie uzależnione od naturalnych cech ośrodka złożowego i zgromadzonych w nim płynów, jak również wielkości, które mogą być kontrolowane w procesie wykonywania, eksploatacji lub obróbki odwiertów. 8

9 Wydajność odwiertu przy ustalonych właściwościach strefy złożowej zależy przede wszystkim od wytworzonej depresji ciśnienia dennego. Zwiększenie wartości tego parametru powoduje określony wzrost natężenia dopływu płynów do odwiertu. Wzrost ten jednak nie jest proporcjonalny do spadku ciśnienia dennego, co jest często pomijane przez inżynierów przy wykonywaniu analiz przepływowych w warunkach polowych. Ze względu na charakter zmiany właściwości płynu złożowego w strefie przyodwiertowej (zmiana współczynnika objętościowego oraz współczynnika lepkości), a także zmianę promienia strefy zasięgu odwiertu, przy wzroście depresji ciśnienia dennego następuje wzrost wydajności odwiertu zgodnie z przebiegiem funkcji wykładniczej, a wykres tej zależności przybiera kształt paraboli. Oznacza to, że największy przyrost wydajności odwiertu względem przyrostu depresji ciśnienia dennego występuje w początkowej fazie obniżania ciśnienia dennego. Przed osiągnięciem maksymalnej wydajności odwiertu ze strefy złożowej, czyli tzw. wydajności absolutnej obliczanej jako przypływ ze złoża do otworu, w którym panuje ciśnienie atmosferyczne, przyrost wydajności względem przyrostu depresji ciśnienia dennego jest znikomy. Na rysunku 1.1 przedstawiono poglądowy wykres zmiany wydajności odwiertu ze strefy złożowej w zależności od depresji ciśnienia dennego. Jak wynika z tego wykresu, przyjęcie w analizach przepływowych proporcjonalnej zmiany wydajności odwiertu względem zmiany depresji ciśnienia dennego może doprowadzić do powstania znacznych rozbieżności pomiędzy obliczonym a rzeczywistym natężeniem przepływu. Wydajność odwiertu w szczególny sposób jest uzależniona od współczynnika przepuszczalności dla danego rodzaju płynu złożowego. W otworze przekazanym do eksploatacji po ukończeniu wszelkich prac związanych z wierceniem i opróbowaniem występuje strefa przyodwiertowa charakteryzująca się określoną przepuszczalnością. Często zdarzenia zachodzące w odwiertach powodują obniżanie się tej przepuszczalności, co bezpośrednio wpływa na zmniejszenie dopływu. Najbardziej niekorzystnym zjawiskiem, które prowadzi do dużych i częściowo nieodwracalnych zmian wydajności odwiertu ze względu na 9

10 Wydajność odwiertu, % Depresja ciśnienia dennego, % Rys Przykładowa zależność wydajności odwiertu gazowego od depresji ciśnienia dennego zmniejszenie się współczynnika przepuszczalności w strefie przyodwiertowej, jest przetłoczenie wody z zanieczyszczeniami ze spodu otworu do złoża. Proces taki z reguły występuje po wstrzymaniu wydobycia z odwiertu, w którym zgromadzona była woda kondensacyjna lub solanka. Z praktyki przemysłowej znane są przypadki, w których dokładnie za każdym razem, gdy wstrzymywano wydobycie, następowało znaczne zmniejszenie się wydajności odwiertu i było to spowodowane wyłącznie obniżeniem się współczynnika przepuszczalności. Zjawisko zmniejszenia się przepuszczalności skały złożowej po przetłoczeniu do niej ze spodu odwiertu cieczy z zanieczyszczeniami (cieczą taką może być również ropa naftowa) jest wywoływane między innymi przez mechaniczne blokowanie dróg przepływu płynu złożowego, występowanie sił kapilarnych, zmianę nasycenia ośrodka daną fazą oraz pęcznienie spoiwa ilastego w kontakcie z wodą. Możliwe są również inne przyczyny, które powodują zmniejszanie się przepuszczalności skały złożowej, np.: gromadzenie się w strefie przyodwiertowej asfaltenów wydzielających się z ropy naftowej wskutek obniżania się ciśnienia i temperatury czy też depozycja materiałów płuczkowych przemieszcza- 10

11 nych w stronę otworu z dalszej części złoża, niekiedy nawet przez okres kilku lat od rozpoczęcia eksploatacji odwiertu. W złożach gazowo-kondensatowych przepuszczalność w strefie przyodwiertowej jest dodatkowo obniżana przez kondensat wydzielający się w skale zbiornikowej [7]. Zmiany przepuszczalności w strefie przyodwiertowej stwierdzane w czasie prowadzenia testów przepływowych są wyrażane poprzez współczynnik nazywany skin efekt. Jeżeli jego wartość jest dodatnia, to oznacza, że w strefie złożowej bezpośrednio otaczającej odwiert doszło do obniżenia się przepuszczalności. Wartość ujemna skin efektu występuje wówczas, gdy w bliskiej strefie przyodwiertowej nastąpiło polepszenie przepuszczalności. Zwiększenie przepuszczalności skały zbiornikowej w strefie przyodwiertowej można uzyskać w wyniku przeprowadzenia zabiegu stymulacji złoża, na przykład poprzez szczelinowanie lub kwasowanie. Zasięg zmiany współczynnika przepuszczalności wskutek wykonania takich zabiegów jest uzależniony od właściwości skały złożowej oraz od ilości i jakości użytych środków. Niekiedy działania takie pozwalają na osiągnięcie nawet kilkukrotnego wzrostu wydajności odwiertu [11]. Wydajność odwiertu jest również uzależniona od promienia wykonanego otworu i miąższości udostępnionej części złoża. Ze względu na występowanie we wzorze (1.1) promienia otworu w funkcji logarytmicznej wpływ tego parametru na natężenie dopływu płynu złożowego do odwiertu jest niewielki. Przykładowo przy powiększeniu średnicy otworu wiertniczego ze 149 mm do 216 mm teoretyczny przyrost wydajności odwiertu wynosi zaledwie około 5 %. Zwiększenie miąższości udostępnionej części złoża prowadzi do proporcjonalnego wzrostu wydajności odwiertu. Pomimo istnienia tej zależności często dokonuje się tylko częściowego udostępnienia warstwy złożowej w jej górnej strefie w celu spowolnienia procesu formowania się stożków wodnych wokół odwiertów. Dopływ płynów do odwiertów zależy także od parametrów, których w zasadzie nie można indywidualnie modyfikować, gdyż są one związane z naturalnymi warunkami występowania węglowodorów w danym ośrodku złożowym. Do grupy tej należy współczynnik lepkości dynamicznej płynu złożowego, współczynnik objętościowy płynu złożowego oraz promień strefy zasięgu odwiertu. 11

12 W niektórych przypadkach współczynnik lepkości dynamicznej ropy naftowej w określonej części złoża może być zmniejszony w wyniku prowadzenia obróbki mającej na celu zwiększenie wydobycia. Efekt taki można uzyskać w skale złożowej poprzez wtłoczenie do niej odpowiedniego rozpuszczalnika lub podwyższenie jej temperatury. Najczęściej stosowaną metodą obniżania lepkości ropy naftowej w złożu jest podgrzewanie wybranego obszaru skały zbiornikowej poprzez wtłaczanie tam przegrzanej pary wodnej. Działania takie umożliwiają osiągnięcie bardzo znacznego wzrostu wydajności odwiertów ulokowanych w złożach tzw. ciężkiej ropy naftowej Indeks wydajności odwiertu Do wyrażania zdolności wydobywczej odwiertów wykorzystywany jest wskaźnik nazywany indeksem wydajności, definiowany jako stosunek pomiędzy natężeniem dopływu płynu złożowego a depresją ciśnienia dennego [3]. Zależność ta przyjmuje postać: PI = Q P (1.3) gdzie: PI indeks wydajności odwiertu, nm 3 /(s Pa), Q wydajność odwiertu ze strefy złożowej, nm 3 /s, P depresja ciśnienia dennego, przy której odbywa się przepływ, Pa. Indeks wydajności może być stosowany jako kryterium oceny wartości przemysłowej poszczególnych odwiertów oraz jako wskaźnik wszelkich zmian zaistniałych wskutek celowych lub przypadkowych zdarzeń w strefie przyodwiertowej. Dzięki temu parametrowi możliwe jest na przykład wykazanie stopnia efektywności wykonanych zabiegów intensyfikacji wydobycia poprzez porównanie wartości indeksu wydajności przed i po obróbce strefy przyodwiertowej. Posługując się tym wskaźnikiem, można również w łatwy sposób określić stopień uszkodzenia strefy przyodwiertowej, po przetłoczeniu do niej wody ze spodu otworu w wyniku niewłaściwego wstrzymania wydobycia z odwiertu. 12

13 Wartość indeksu wydajności odwiertu, ze względu na charakter zmian natężenia przepływu w strefie przyodwiertowej, nie jest stała. Oznacza to, że wszelkie porównywanie indeksów wydajności odwiertów powinno być dokonywane przy tej samej wartości depresji ciśnienia dennego, a przy ważniejszych analizach również przy tym samym średnim ciśnieniu przepływu w strefie przyodwiertowej. W przeciwnym wypadku wyniki oceny odwiertów mogą być obarczone dużym błędem. Z tego powodu należałoby ustanowić standardowy indeks wydajności odwiertu wyliczany zawsze dla tej samej wartości depresji ciśnienia dennego, na przykład 10 %, co wpłynęłoby na zwiększenie dokładności analiz porównawczych. 7 Indeks wydajności odwiertu, nm 3 /(min bar) Depresja ciśnienia dennego, % Rys Przykładowa zależność indeksu wydajności odwiertu od depresji ciśnienia dennego Na rysunku 1.2 przedstawiono poglądowy wykres zmiany indeksu wydajności odwiertu w zależności od depresji ciśnienia dennego. Z analizy tego wykresu wynika jednoznacznie, że wartość indeksu wydajności odwiertu jest bardzo uzależniona od depresji ciśnienia dennego, przy której była wyznaczona i powinno to być uwzględnione przy posługiwaniu się tym parametrem. 13

14 Inwersja dopływowa Powszechnie przyjmuje się, że przedstawiony na rysunku 1.1 przebieg zależności wydajności odwiertu od depresji ciśnienia dennego jest właściwy dla wszystkich rodzajów złóż węglowodorów. Zgodnie z tą zależnością w miarę zwiększania depresji ciśnienia dennego wzrasta również (choć od pewnego momentu bardzo nieznacznie) wydajność odwiertu ze strefy złożowej. W związku z czym maksymalna wydajność odwiertu występuje przy maksymalnej depresji ciśnienia dennego lub inaczej przy minimalnym ciśnieniu dennym. Zdaniem autora zasada ta nie jest całkowicie spełniona w odwiertach ropnych z uwagi na występowanie w nich w pewnych warunkach inwersji dopływowej, czyli zmniejszania się wydajności odwiertu ze strefy złożowej pomimo zwiększania depresji ciśnienia dennego. Prawidłowość ta wynika zarówno z rozważań teoretycznych jak i z rezultatów przeprowadzonych doświadczeń polowych. Zjawisko inwersji dopływowej wiąże się z nagłym przyrostem lepkości ropy naftowej po obniżeniu się ciśnienia w strefie przyodwiertowej poniżej pewnej granicznej wartości charakterystycznej dla danego rodzaju płynu złożowego. Ponieważ lepkość ropy naftowej jest uzależniona między innymi od ilości rozpuszczonego w niej gazu ziemnego, można stwierdzić, że jest ona pośrednio zależna od ciśnienia panującego w złożu, szczególnie jeżeli to ciśnienie jest znacząco niższe od pierwotnego ciśnienia nasycenia ropy naftowej. Zależność ta nie jest liniowa i poniżej określonej wartości ciśnienia ulega nieproporcjonalnej zmianie. Na rysunku 1.3 przedstawiono poglądowy wykres zmiany lepkości ropy naftowej przy stałej temperaturze w zależności od ciśnienia nasycenia. Wykres ten został sporządzony na podstawie korelacji Beggs a-robinson a [1] dla ropy naftowej o gęstości 0,85 g/cm 3 nasyconej gazem ziemnym o gęstości względnej 0,8 przy temperaturze 85 C. 14

15 1,4 1,2 Lepkość ropy naftowej, mpa s 1 0,8 0,6 0,4 0, Ciśnienie nasycenia, MPa Rys Przykładowa zależność współczynnika lepkości ropy naftowej od ciśnienia nasycenia, na podstawie korelacji Beggs a-robinson a [1] Jeżeli w strefie przyodwiertowej nasyconej ropą naftową dojdzie do obniżenia ciśnienia poniżej wartości, przy której następuje nieproporcjonalny wzrost lepkości ropy naftowej, to pomimo zwiększania depresji ciśnienia dennego występować będzie zmniejszanie się natężenia dopływu do odwiertu. Jak wynika z analizy wzoru (1.1), inwersja dopływowa rozpoczyna się w chwili, gdy zwiększenie depresji ciśnienia dennego wywołuje mniejszy efekt aniżeli pojawiający się w tym samym czasie przyrost lepkości ropy naftowej. Na rysunku 1.4 przedstawiono prognozowany przez autora charakter przebiegu zmiany wydajności odwiertu ropnego w zależności od depresji ciśnienia dennego. W prezentowanym przykładzie inwersja dopływowa rozpoczyna się przy depresji ciśnienia dennego wynoszącej 21 MPa. W innych przypadkach w zależności od przebiegu zmiany lepkości ropy naftowej i wartości ciśnienia złożowego inwersja dopływowa może mieć odmienny charakter. 15

16 Wydajność odwiertu, % Depresja ciśnienia dennego, MPa Rys Teoretyczny charakter zmiany wydajności odwiertu ropnego z inwersją dopływową w zależności od depresji ciśnienia dennego, przy ciśnieniu złożowym wynoszącym 35 MPa Ze względu na fakt, że lepkość ropy naftowej w warunkach złożowych uzależniona jest nie tylko od ilości rozpuszczonego w niej gazu ziemnego, ale również od temperatury panującej w ośrodku, zjawisko inwersji dopływowej w odwiertach ropnych w większości przypadków będzie potęgowane przez efekt Joule a Thomsona związany z ochładzaniem się rozprężającego się gazu ziemnego po wydzieleniu się z ropy naftowej. Generalnie w odwiertach ropnych im wyższe będzie ciśnienie złożowe tym większe będzie również ciśnienie denne, przy którym rozpocznie się inwersja dopływowa. W odwiertach z ciśnieniami złożowymi około 35 MPa inwersja dopływowa może być zaobserwowana przy ciśnieniu dennym niższym od 13 MPa. W przypadku odwiertów z ciśnieniami złożowymi około 20 MPa zjawisko to może się ujawnić przy ciśnieniu dennym niższym od 8 MPa. Wielkość obniżania się wydajności odwiertów w związku z występowaniem w nich inwersji dopływowej będzie różna w zależności od charakteru zmiany lepkości ropy naftowej i wartości ciśnienia złożowego. 16

17 1.2. Dopływ płynów do odwiertów z aktywną wodą podścielającą W odwiertach udostępniających złoża z aktywną wodą podścielającą częstym zjawiskiem przepływowym jest formowanie się stożków wodnych. Powstają one z powodu istnienia gradientu ciśnienia w obszarze strefy przyodwiertowej podczas wydobywania węglowodorów, co prowadzi do deformacji pierwotnego kształtu konturu węglowodory-woda. Ze względu na to, że w pobliżu odwiertu występuje największe obniżenie wartości ciśnienia, powierzchnia rozdziału w złożu pomiędzy węglowodorami a wodą przyjmuje kształt zbliżony do stożka. W miarę zwiększania natężenia przepływu wydobywanych płynów złożowych następuje przemieszczanie się stożka wodnego ku górze w stronę odwiertu. Wydajność, przy której stożek pozostaje jeszcze stabilny z wierzchołkiem znajdującym się tuż poniżej wejścia do odwiertu lub do rur wydobywczych nazywana jest wydajnością krytyczną [4]. Minimalne zwiększenie przepływu ponad wydajność krytyczną powoduje wdarcie się wody złożowej do odwiertu. Wydajność krytyczną odwiertu całkowicie udostępniającego warstwę złożową (którym odkryto całą miąższość złoża lub orurowany interwał sperforowano na całej długości w warstwie złożowej) z rurami wydobywczymi zapuszczonymi do pewnej głębokości poniżej stropu złoża (Rys. 1.5) określa zależność (1.4), [4]. Rys Kształt stożka wodnego przy wydajności krytycznej w odwiercie całkowicie udostępniającym złoże, na podstawie [4] 17

18 Q c = π(ρ ρ )g k wz i i μ i B i ln r (hge 2 h 2 gw) e r w (1.4) Q c gdzie: krytyczna wydajność odwiertu ze względu na powstawanie stożka wodnego przy całkowitym udostępnieniu złoża, nm 3 /s, ρ wz gęstość wody w warunkach złożowych, kg/m 3, ρ i gęstość i-tej fazy płynu w warunkach złożowych, kg/m 3, g przyśpieszenie ziemskie, m/s 2, k i współczynnik przepuszczalności efektywnej dla i-tej fazy płynu złożowego, m 2, μ i współczynnik lepkości dynamicznej i-tej fazy płynu złożowego, Pa s, B i współczynnik objętościowy i-tej fazy płynu złożowego, bezw., r e promień strefy zasięgu odwiertu, m, r w promień odwiertu, m, h ge miąższość horyzontu nasyconego węglowodorami, m, h gw głębokość zapuszczenia rur wydobywczych poniżej stropu złoża, m, przy czym: i-tą fazą płynu złożowego może być gaz ziemny lub ropa naftowa. W literaturze [4] przedstawiono również zależności, które umożliwiają wyznaczenie wydajności krytycznej dla odwiertu częściowo udostępniającego złoże, a także czasu potrzebnego do wdarcia się stożka wodnego do otworu oraz określenie udziału wody złożowej w strumieniu wydobywanych węglowodorów. W zasadzie w każdym odwiercie wykonanym w złożu z aktywną wodą podścielającą prędzej czy później powstanie stożek wodny. Po przedostaniu się wody złożowej do otworu trudno jest osiągnąć sytuację sprzed tego zdarzenia, nawet po zmniejszeniu wydajności odwiertu poniżej wydajności krytycznej. W świetle wyników przeprowadzonych doświadczeń laboratoryjnych [9] cofnięcie stożka wodnego może nastąpić dopiero przy utrzymywaniu wydajności odwiertu niższej od 30 do 50% od wydajności krytycznej właściwej dla warunków panujących w danej strefie przyodwiertowej. 18

19 Stosowane są różne sposoby eksploatacji odwiertów zawadniających się. Najstarszą i z przyczyn ekonomicznych do tej pory wciąż w większości przypadków najbardziej efektywną metodą eksploatacji takich odwiertów jest wydobywanie z nich maksymalnie dużej ilości węglowodorów wraz z towarzyszącą im wodą złożową. Jedynym ograniczeniem w tym sposobie, poza energią złożową potrzebną do wyniesienia tych płynów na powierzchnię terenu, jest wielkość instalacji technologicznej niezbędnej do oddzielania węglowodorów od wody złożowej i do jej pozbywania się. Woda złożowa po odseparowaniu od węglowodorów jest najczęściej wtłaczana do otworów zrzutowych lub iniekcyjnych albo też po odpowiednim oczyszczeniu jest wylewana do morza. Z maksymalnie dużym wydobyciem wiąże się zazwyczaj duża depresja ciśnienia dennego, a to z kolei generalnie wpływa na powiększanie się stożka wodnego. Dzięki rezultatom uzyskanym w czasie prowadzenia badań laboratoryjnych wiadomo, że przyrost depresji ciśnienia dennego w odwiercie ropnym powoduje powiększanie się stożka wodnego tylko do pewnej granicznej wielkości, a później pomimo dalszego obniżania ciśnienia dennego pozostaje on już niezmienny [10]. W takich warunkach ustala się końcowa wielkość stożka wodnego i stały udział wody w strumieniu wydobywanych płynów. Oznacza to, że w środowisku stożka wodnego nie można doprowadzić poprzez wzrost depresji ciśnienia dennego do całkowitego zablokowania dopływu ropy naftowej do otworu. W przypadku odwiertów gazowych ze stożkami wodnymi sytuacja jest nieco odmienna. Ze względu na większą mobilność gazu ziemnego niż wody złożowej zwiększanie depresji ciśnienia dennego od pewnego momentu powoduje powstawanie stożka gazowego w obszarze strefy przyodwiertowej nasyconej już wcześniej wodą. Bezpośrednim objawem tego zjawiska, obserwowanym wielokrotnie w praktyce przemysłowej, jest zmniejszanie się wykładnika wodnego. W związku z tym, jeżeli w odwiercie gazowym występuje już ustabilizowany stożek wodny, to należy dążyć do jego eksploatacji z maksymalnie dużą depresją ciśnienia dennego, gdyż w takich warunkach przyrost wydobycia gazu ziemnego będzie większy od wzrostu ilości wynoszonej wody złożowej. Metoda eksploatacji odwiertów zawadniających się z maksymalnie możliwą wydajnością opiera się na założeniu, że wydobywanie większej ilości węglowodo- 19

20 rów z wodą złożową w efekcie końcowym prowadzi do zwiększenia zysku, gdyż przychód ze sprzedaży dodatkowo wydobytych węglowodorów jest większy niż koszty pozbycia się równocześnie odebranej solanki. Przy obsłudze odwiertów zawadniających się często pojawia się konieczność ich regularnego syfonowania. W niektórych przypadkach po zakończeniu oczyszczania w odwiertach obserwuje się w miarę stabilną wydajność, po czym dość gwałtownie następuje spadek natężenia przepływu. Sytuacja taka jest związana z tym, że w czasie syfonowania odwiertu dochodzi z reguły nie tylko do usunięcia cieczy z rur wydobywczych, ale również z pewnej części strefy przyodwiertowej. Po wznowieniu normalnego wydobycia dopływająca z odległych części złoża solanka nie wpływa od razu w całości do odwiertu, lecz jest częściowo zatrzymywana w obszarze strefy przyodwiertowej oczyszczonej w czasie syfonowania. Dopiero po nasyceniu tej strefy, co niekiedy może trwać nawet kilkanaście godzin, woda złożowa zaczyna coraz intensywniej dopływać do odwiertu. Wywołuje to znacznie szybszy spadek wydajności odwiertu i w konsekwencji prowadzi do jego ponownego syfonowania. Eksploatacja złóż węglowodorów z aktywną wodą podścielającą wymaga niekiedy specjalnego podejścia do kwestii szybkości sczerpywania zasobów. Z doświadczeń przemysłowych wiadomo, że woda podścielająca w ośrodku szczelinowym potrafi relatywnie szybko przemieszczać się w górę złoża na całej jego powierzchni. W przypadku spowolnienia lub wstrzymania wydobycia z takiego złoża na dłuższy okres czasu, na przykład z powodu rozbudowy kopalni, solanka może się w nim przemieścić w stronę otworów udostępniających strukturę na tyle wysoko, że po wznowieniu eksploatacji będzie dopływać do wielu odwiertów, w których nie była wcześniej obecna. Zdarzenia takie stwierdzone w praktyce przemysłowej przemawiają za tym, aby dążyć do jak najszybszego odbierania węglowodorów ze złóż z aktywną wodą podścielającą po naruszeniu w nich równowagi ciśnieniowej, co jest następstwem rozpoczęcia ich eksploatacji. Innym powodem skłaniającym do prowadzenia jak najszybszego sczerpywania zasobów ze złóż z aktywną wodą są nietrwałe bariery przepływowe występujące w niektórych przypadkach pomiędzy obszarem nasyconym węglowodorami a solanką. W złożach tego typu woda podścielająca pojawia się w odwiertach do- 20

21 piero po obniżeniu się ciśnienia w całym zbiorniku poniżej pewnej granicznej wartości lub po upływie określonego okresu czasu od rozpoczęcia eksploatacji. W związku z tym im intensywniejsza będzie eksploatacja takich złóż, tym więcej w takim samym okresie czasu można będzie wydobyć z nich węglowodorów bez obecności solanki w odwiertach Dopływ płynów do odwiertów w złożach gazowo-kondensatowych Złożem gazowo-kondensatowym nazywamy złoże, w którym występują w danej chwili lub mogą w nim zaistnieć dwie fazy, gaz ziemny i kondensat węglowodorowy. Z reguły w momencie odkrywania takich złóż obecna jest w nich tylko jedna faza, którą jest gaz ziemny. Po określonym obniżeniu ciśnienia w wyniku prowadzenia wydobycia rozpoczyna się w złożu proces wykraplania się kondensatu. W szczególnym przypadku w chwili odkrycia złoża mogą występować w nim już dwie fazy. Złoża tego typu nazywane są również złożami gazowo-kondensatowymi z odwrotną kondensacją, gdyż wykraplanie się cieczy zachodzi przy obniżaniu ciśnienia, a nie jak zwykle w układach termodynamicznych jednoskładnikowych przy wzroście ciśnienia. Na rysunku 1.6 przedstawiono klasyczny wykres równowagi fazowej węglowodorów opracowany przez Craft a [6]. Obszar właściwy dla złóż gazowo-kondensatowych znajduje się pomiędzy punktem krytycznym a punktem krikondentalnym. Jeżeli złoże zostało odkryte w warunkach właściwych dla punktu B, to znajduje się w nim tylko gaz ziemny. Po obniżeniu ciśnienia w wyniku prowadzenia wydobycia do punktu B 1 w złożu rozpoczyna się proces wykraplania się kondensatu węglowodorowego, w związku z czym w skale zbiornikowej oprócz gazu pojawia się również ciecz. W miarę obniżania ciśnienia coraz większa część gazu ziemnego będzie ulegać skropleniu, aż do osiągnięcia maksymalnej ilości kondensatu w punkcie B 2. Dalszy spadek ciśnienia w złożu powodował będzie stopniowe od- 21

22 Ciśnienie złożowe, MPa Temperatura złożowa, C Rys Wykres równowagi fazowej węglowodorów, na podstawie [6] parowywanie wydzielonego wcześniej kondensatu, tak że w punkcie B 3 będzie go w skale zbiornikowej znacznie mniej niż w punkcie B 2. Przy obniżeniu się ciśnienia w złożu poniżej wartości właściwej dla punktu B 1 rozpocznie się wykraplanie kondensatu, który w pewnej odległości od odwiertu będzie fazą całkowicie niemobilną, gdyż każda jego mikrokropelka zostanie uwięziona w skale zbiornikowej wskutek oddziaływania na nie sił kapilarnych. Wydzielony w takich warunkach kondensat nie może być wydobyty ze złoża, chyba że zostaną zastosowane metody jego odzyskiwania polegające na wtłaczaniu do skały zbiornikowej tzw. ubogiego gazu, który ma zdolność pochłaniania wykroplonych węglowodorów. Zjawisko zatrzymywania przez skałę złożową kondensatu prowadzi do znacznego obniżenia ogólnego wydobycia węglowodorów ze złoża gazowo-kondensatowego, niekiedy nawet o ponad 15 % [7]. 22

23 Obecność niemobilnego kondensatu w skale złożowej z dala od otworu nie powoduje szczególnych utrudnień w przepływie gazu ziemnego. Wokół odwiertu sytuacja jest nieco odmienna niż w dalszej części złoża gazowo-kondensatowego. Jeżeli gaz ziemny wpływa do strefy przyodwiertowej, w której ciśnienie jest już niższe od ciśnienia wykraplania się węglowodorów, to wydziela z siebie kondensat. Ze względu na ograniczoną przestrzeń strefy przyodwiertowej dochodzi do szybkiego jej nasycenia ciekłymi węglowodorami do takiego stopnia, że kondensat staje się fazą mobilną. Fakt ten powoduje obniżenie przepuszczalności względnej dla gazu ziemnego w strefie przyodwiertowej, co objawia się spadkiem wydajności odwiertu. Zjawisko wzrostu oporów przepływu dla gazu ziemnego przez strefę przyodwiertową z powodu wypełnienia jej mobilnym kondensatem nazywane jest blokadą kondensatową. Z powodu jej występowania w niektórych przypadkach może dojść nawet do kilkukrotnego obniżenia wydajności odwiertu [7]. W złożu gazowo-kondensatowym występują z reguły trzy obszary, przez które odbywa się przepływ płynów w stronę odwiertu (Rys. 1.7). Odwiert Odległość od odwiertu Rys Obszary dopływu płynów do odwiertu w złożu gazowo-kondensatowym Objaśnienia: 1 obszar gazu ziemnego i mobilnego kondensatu, 2 obszar gazu ziemnego i niemobilnego kondensatu, 3 obszar tylko gazu ziemnego, P dr ciśnienie denne dynamiczne, P w ciśnienie początku wykraplania się kondensatu, P z ciśnienie złożowe 23

24 W pierwszym obszarze strefy przyodwiertowej, gdzie ciśnienie jest znacznie niższe od początkowego ciśnienia wykraplania się węglowodorów, nasycenie ośrodka kondensatem jest większe od nasycenia granicznego potrzebnego do tego, aby mógł się on swobodnie przemieszczać. W strefie tej odbywa się wspólny przepływ gazu ziemnego i kondensatu. Wielkość tego obszaru jest uzależniona od ilości gazu ziemnego, który zdążył przepłynąć przez ten ośrodek, a także od intensywności wykraplania się węglowodorów. Obecność mobilnego kondensatu w tej części strefy przyodwiertowej powoduje wspomnianą już blokadę kondensatową, która bezpośrednio wpływa na zmniejszenie wydajności odwiertu. W złożach gazowo- kondensatowych o bardzo małej przepuszczalności w strefie przyodwiertowej może występować efekt Joule a Thomsona wywołujący obniżanie się temperatury, co powodować będzie powiększanie się pierwszego obszaru, a tym samym wzrost blokady kondensatowej. W drugim obszarze strefy przyodwiertowej w złożu gazowo-kondensatowym, z uwagi na występowanie w nim ciśnienia niższego od początkowego ciśnienia wykraplania się węglowodorów, zachodzi zjawisko wydzielania się kondensatu, ale jego stężenie w ośrodku jest niewystarczające do tego, aby mógł być mobilny. W związku z tym jedyną fazą, która przepływa przez skałę złożową, jest gaz ziemny. Obszar trzeci wokół odwiertu w złożu gazowo-kondensatowym obejmuje przestrzeń, w której panuje ciśnienie wyższe od początkowego ciśnienia wykraplania się kondensatu. W ośrodku tym nie występują więc ciekłe węglowodory w jakiejkolwiek ilości i jedyną fazą przepływającą przez złoże jest gaz ziemny. W większości przypadków głównym utrudnieniem w eksploatacji złóż gazowo-kondensatowych jest występowanie blokady kondensatowej wokół odwiertów. Z tego też powodu możliwe są znacznie większe straty w ogólnym wydobyciu węglowodorów ze złoża aniżeli ze względu na uwięzienie w skale zbiornikowej niemobilnego kondensatu. W przypadku pojawienia się znacznego obniżenia wydajności odwiertu wywołanego blokadą kondensatową przeprowadzane są zabiegi stymulacji strefy przyodwiertowej polegające na jej szczelinowaniu lub przemywaniu rozpuszczalnikami. Efekty tych zabiegów zanikają jednak w miarę upływu czasu ze względu na gromadzenie się wokół wykonanej szczeliny lub w przemytej skale złożowej kolejnej objętości kondensatu. 24

25 Bezpośrednim objawem wykraplania się węglowodorów w złożu gazowokondensatowym jest systematyczne zmniejszanie się wykładnika kondensatowego przy wydobywaniu gazu ziemnego z odwiertów udostępniających strukturę tego typu. Charakter zmian objętości kondensatu wykroplonego w złożu oraz wykładnika kondensatowego przedstawiono na rysunku 1.8. Wykres ten został sporządzony na podstawie wyników uzyskanych przez Pollard a i Bradley a [5] podczas prowadzenia badań laboratoryjnych w komorze testowej odzwierciadlającej układ gazowo-kondensatowy. Z przedstawionych na rysunku zależności wynika, że od momentu rozpoczęcia wydzielania się ciekłych węglowodorów zachodzi również obniżanie się wykładnika kondensatowego. Fakt ten jest związany z tym, że pojawiająca się w złożu ciecz wykrapla się z gazu ziemnego, który przez to staje się uboższy w cięższe węglowodory i w związku z tym może wydzielić z siebie mniej kondensatu w trakcie przepływania przez rury wydobywcze i instalację napowierzchniową. Objętość fazy ciekłej wydzielonej w ośrodku, % Ciśnienie w układzie testowym, MPa Wykładnik kondensatowy, cm 3 /nm 3 Rys Zależność objętości wydzielonego kondensatu i wykładnika kondensatowego od ciśnienia panującego w komorze testowej przy temperaturze 121 o C, na podstawie [5] 25

26 W miarę obniżania się ciśnienia panującego w złożu pojawia się w nim coraz większa ilość ciekłych węglowodorów, a w odwiercie występuje coraz mniejszy wykładnik kondensatowy. Po osiągnięciu pewnej granicznej wartości ciśnienia rozpoczyna się powolne zmniejszanie się ilości ciekłych węglowodorów zgromadzonych w złożu, czemu jednak nie towarzyszy wzrost wykładnika kondensatowego. Oznacza to, że pomimo rozpoczęcia się w pewnym zakresie procesu odparowania kondensatu ze złoża jego ilość w wydobywanym gazie ziemnym nie ulega proporcjonalnemu zwiększeniu. Przedstawione na rysunku 1.8 zmiany objętości wydzielonego kondensatu oraz wykładnika kondensatowego dotyczą układu gazowo-kondensatowego stworzonego w warunkach laboratoryjnych dla określonego składu chemicznego gazu ziemnego przy temperaturze 121 o C. W rzeczywistych warunkach złożowych wartości tych parametrów mogą się znacznie różnić od podanych na wykresie, ale zachowane będą relacje pomiędzy nimi. Z rezultatów badań przeprowadzonych przez Pollard a i Bradley a [5] oraz z doświadczeń przemysłowych [7] wynika, że końcowa wartość wykładnika kondensatowego w czasie eksploatacji złoża gazowo-kondensatowego może być niższa nawet o 85 % od wartości początkowej. 26

27 2. Przepływ płynów złożowych w odwiertach Przepływ płynów złożowych w odwiertach naftowych może zachodzić w sposób zamierzony przez rury wydobywcze lub po zaistnieniu niepożądanych zdarzeń również przez przestrzenie międzyrurowe. Z przepływami płynów przez rury wydobywcze wiążą się pewne zjawiska, które bezpośrednio wpływają na obserwowane charakterystyki eksploatacyjne odwiertów. Głównym czynnikiem w tym zakresie jest tzw. efekt zawieszenia wody w strumieniu przepływającego gazu ziemnego. Dopływ płynów do przestrzeni międzyrurowych jest następstwem złego stanu technicznego odwiertów. Najczęstszym zjawiskiem tego typu jest migracja płynów złożowych przez nieszczelne rury wydobywcze do przestrzeni kolumny eksploatacyjnej. Niekiedy zdarzają się również dopływy solanki z nadkładu złoża do przestrzeni międzyrurowych Przepływ płynów przez rury wydobywcze Najprostszym przypadkiem ruchu płynu w odwiertach jest przepływ jednofazowy (jednoskładnikowy), który występuje przy przemieszczaniu się suchego gazu ziemnego lub ropy naftowej bez gazu ziemnego. Przepływ suchego gazu ziemnego jest teoretycznie możliwy tylko w odwiertach podziemnych magazynów gazu ulokowanych w wysadach solnych. Gaz ziemny zgromadzony w takich miejscach z reguły nie ma nasycenia wystarczającego do wydzielenia z siebie w rurach wydobywczych wody kondensacyjnej czy też kondensatu węglowodorowego. W przypadku ropy naftowej przepływ jednofazowy w odwiercie jest możliwy tylko wówczas, gdy na całej długości rur wydobywczych panować będzie ciśnienie wyższe od ciśnienia nasycenia ropy naftowej gazem ziemnym. Warunki takie mogą występować w początkowym okresie eksploatacji tylko w nielicznych odwiertach ropnych. Podstawowym przypadkiem ruchu płynu w odwiertach naftowych jest przepływ dwufazowy (dwuskładnikowy), który zachodzi przy równoczesnym przemieszczaniu się cieczy i gazu. 27

28 W odwiertach gazowych fazą ciekłą może być woda kondensacyjna, kondensat lub solanka. W momencie pojawienia się cieczy w strumieniu przepływającego gazu ziemnego następuje wzrost jego ciśnienia hydrodynamicznego a także zwiększenie się oporów przepływu przez rury wydobywcze, co objawia się odpowiednim obniżeniem się ciśnienia głowicowego. Przy prędkości przepływu gazu ziemnego przez rury wydobywcze większej od prędkości potrzebnej do zupełnego wynoszenia danego rodzaju cieczy wpływ fazy ciekłej jest znikomy na wartość ciśnienia głowicowego, gdyż każda kropla jest usuwana z odwiertu. Ilość kropli będących w danej chwili w strumieniu przepływającego gazu ziemnego jest uzależniona od wykładnika cieczowego. W przypadku obniżenia się prędkości przepływu gazu ziemnego przez rury wydobywcze poniżej granicznej prędkości wymaganej do usuwania danego rodzaju cieczy występuje zjawisko zawieszenia pewnej ilości substancji w strumieniu gazu. Po uzyskaniu jednorodnej mieszaniny gazowo-cieczowej na całej długości rur wydobywczych następuje stabilizacja ciśnienia głowicowego oraz tzw. niezupełne wynoszenie cieczy. Ilość zawieszonej cieczy jest ściśle uzależniona od rzeczywistej prędkości przepływu gazu ziemnego przez rury wydobywcze. W niektórych przypadkach w strumieniu przepływającego gazu ziemnego może być tak dużo zgromadzonej wody, że powodować to będzie obniżenie ciśnienia głowicowego nawet o kilka MPa. Podobny spadek ciśnienia głowicowego może wystąpić w odwiercie, do którego dopływa woda podścielająca, pomimo utrzymywania w rurach wydobywczych prędkości przepływu wymaganej do zupełnego wynoszenia solanki. Sytuacja taka będzie związana ze wzrostem ciśnienia hydrodynamicznego strumienia gazu ziemnego przepływającego przez rury wydobywcze przy coraz to większym udziale wody złożowej. Jeżeli ilość wynoszonej solanki będzie ciągle wzrastać, to może to doprowadzić do takiego spadku ciśnienia głowicowego, że nastąpi zanik przepływu gazu ziemnego pomiędzy odwiertem a instalacją technologiczną. W odwiertach ropnych fazą towarzyszącą jest gaz ziemny, który może dopływać ze złoża z ropą naftową jako oddzielny składnik strumienia płynu lub może się wydzielać z ropy naftowej dopiero w rurach wydobywczych. Niezależnie od 28

29 tego, w którym momencie gaz ziemny pojawia się jako druga faza w strumieniu ropy naftowej, jego obecność decydująco wpływa na warunki przepływu przez rury wydobywcze. Gaz ziemny zajmujący określoną objętość w strumieniu ropy naftowej przepływającej przez rury wydobywcze powoduje obniżenie jej gęstości. Zmiana tej gęstości na danej głębokości jest generalnie uzależniona od ilości wolnego gazu ziemnego znajdującego się w strumieniu ropy naftowej oraz od panującego ciśnienia. Przy bardzo niskim ciśnieniu i wysokim wykładniku gazowym w rurach wydobywczych odwiertu ropnego tak naprawdę odbywa się przepływ gazu ziemnego z kroplami ropy naftowej. W związku z tym do utrzymania wypływu z odwiertu nagazowanej ropy naftowej wystarczy w niektórych przypadkach ciśnienie denne mniejsze nawet kilka razy od ciśnienia hydrostatycznego, jakie wywierałaby odgazowana ropa naftowa wypełniająca rury wydobywcze. Wstrzymanie przepływu w takich warunkach prowadzi zazwyczaj do zalania rur wydobywczych ropą naftową przy ponownym uruchamianiu odwiertu. W celu przeciwdziałania temu zjawisku przy wznawianiu wydobycia należy jak najszybciej odebrać gaz ziemny znajdujący się w rurach wydobywczych ponad ropą naftową. Im szybciej zostanie to zrealizowane, tym większa będzie szansa na uzyskanie wypływu ropy naftowej z odwiertu. Zależność ta jest związana z tym, że przy gwałtownym obniżeniu ciśnienia w odwiercie zostanie uwolniona w krótkim okresie czasu duża ilość gazu ziemnego wydzielającego się z ropy naftowej. Gaz ten w pierwszej kolejności spowoduje obniżenie gęstości słupa ropy znajdującej się w rurach wydobywczych, a tym samym podniesienie się jej wierzchu w kierunku głowicy eksploatacyjnej. Wydzielony gaz ziemny, przemieszczając się przez ropę naftową, może wynieść jej część z rur wydobywczych do instalacji napowierzchniowej. Uzyskana w ten sposób dodatkowa depresja ciśnienia dennego pozwoli na uwolnienie następnej porcji gazu ziemnego z ropy naftowej będącej w rurach wydobywczych, co wywoła kolejne obniżenie jej gęstości i zwiększy prawdopodobieństwo przywrócenia jej ciągłego wypływu z odwiertu. Ze względu na obecność gazu ziemnego w ropie naftowej wydobywanej przy użyciu pomp wgłębnych w odwiertach tego typu zachodzą specyficzne zjawiska. 29

30 Ropa naftowa przepływając w rurach wydobywczych od pompy w górę odwiertu, podlega oddziaływaniu coraz to niższego ciśnienia hydrodynamicznego, przez co wydziela się z niej coraz większa ilość gazu ziemnego. Powstaje w ten sposób mieszanina gazowo-cieczowa, w której w miarę przemieszczania się ku górze coraz większy udział ma faza gazowa. W niektórych przypadkach przy dużych wykładnikach gazowych znacznie większą część tej mieszaniny stanowi gaz ziemny aniżeli ropa naftowa. Po zaprzestaniu pompowania ropy naftowej w rurach wydobywczych dochodzi do separacji płynów w wyniku czego wierzch odgazowanej ropy naftowej może opaść głęboko poniżej poziomu terenu. Z tego powodu przy wznawianiu wydobycia trzeba niekiedy pompować ropę naftową nawet przez kilkanaście minut zanim pojawi się ona w głowicy eksploatacyjnej. Szczególne warunki przepływu płynu złożowego przez rury wydobywcze pojawiają się w procesie samosyfonowania się odwiertów. Jest to jedno z najbardziej fenomenalnych zjawisk przepływowych, jakie występują w odwiertach naftowych. Zdarzenia takie zachodzą w odwiertach bezpakerowych o bardzo małej przepuszczalności w strefie przyodwiertowej i przy stosunkowo wysokim ciśnieniu dennym. Bardzo ważną rolę przy samosyfonowaniu się odwiertów spełnia przestrzeń międzyrurowa pomiędzy kolumną eksploatacyjną a rurami wydobywczymi, która jest magazynem sprężonego gazu, a więc źródłem energii potrzebnej do usuwania cieczy z odwiertu. Zjawisko samosyfonowania się odwiertów charakteryzuje się bardzo regularnym powtarzaniem się cykli. Każdy cykl składa się z fazy zalewania się rur wydobywczych cieczą oraz z fazy wynoszenia cieczy z rur wydobywczych. W fazie zalewania się rur wydobywczych wierzch mieszaniny gazowo-cieczowej znajduje się w pewnej odległości poniżej głowicy eksploatacyjnej. W miarę wydłużania się czasu eksploatacji odwiertu w rurach wydobywczych gromadzi się coraz więcej cieczy, którą jest najczęściej wykraplająca się z przepływającego gazu ziemnego woda kondensacyjna lub kondensat węglowodorowy. W związku z tym wierzch mieszaniny gazowo-cieczowej przemieszcza się systematycznie w stronę głowicy eksploatacyjnej. Towarzyszy temu spadek ciśnienia głowicowego dynamicznego, co przy stałej średnicy zwężki w węźle redukcji ciśnienia skutkuje zmniejszaniem się natężenia przepływu. To z kolei sprawia, że zmniejsza 30

31 się depresja ciśnienia dennego, co bezpośrednio objawia się ciągłym wzrostem ciśnienia w zagłowiczeniu przestrzeni międzyrurowej. Po osiągnięciu przez mieszaninę gazowo-cieczową poziomu głowicy eksploatacyjnej rozpoczyna się faza wynoszenia cieczy z rur wydobywczych. Wskutek zmniejszania się ciśnienia hydrodynamicznego słupa płynu znajdującego się w rurach wydobywczych zwiększa się do nich dopływ gazu ziemnego z przestrzeni międzyrurowej. Prowadzi to po pewnym czasie do gwałtownego wzrostu prędkości przepływu przez rury wydobywcze i do usunięcia z nich określonej ilości cieczy przez gaz ziemny dopływający z przestrzeni międzyrurowej. W miarę obniżania się ciśnienia w przestrzeni międzyrurowej następuje systematyczne zmniejszanie się prędkości przepływu gazu ziemnego przez rury wydobywcze, co powoduje opadanie na spód odwiertu cieczy, która pozostała jeszcze w strumieniu przepływającego gazu. Ostatecznie dochodzi do znacznego przemieszczenia się wierzchu mieszaniny gazowo-cieczowej poniżej poziomu głowicy eksploatacyjnej i do rozpoczęcia się kolejnej fazy zalewania się rur wydobywczych. W momencie przejścia z fazy wynoszenia cieczy do fazy zalewania się rur w głowicy eksploatacyjnej występuje najwyższa wartość ciśnienia w całym cyklu, a w zagłowiczeniu przestrzeni międzyrurowej wartość najniższa. Z kolei przy przejściu z fazy zalewania się rur do fazy wynoszenia cieczy w głowicy eksploatacyjnej panuje najniższe ciśnienie w całym cyklu, a w zagłowiczeniu przestrzeni międzyrurowej pojawia się wartość najwyższa. Przebieg cykli samosyfonowania się w poszczególnych odwiertach jest ściśle uzależniony od ich budowy a także od właściwości płynów złożowych i natężenia dopływu ze strefy przyodwiertowej. Najczęściej w fazie wynoszenia cieczy z rur wydobywczych udział strefy przyodwiertowej jest niewielki w tym, co dzieje się w odwiercie. Jest to związane z tym, że natężenie dopływu gazu ziemnego ze złoża do odwiertu w czasie usuwania cieczy jest od kilku do kilkudziesięciu razy mniejsze od natężenia dopływu z przestrzeni międzyrurowej. Samosyfonowanie się odwiertów w zależności od cech konkretnego układu może zachodzić kilka razy dziennie lub raz na kilka dni. Z praktyki przemysłowej znane są i takie przypadki samosyfonowania się odwiertów, w których codziennie zachodziło usuwanie kondensatu i raz na kilka dni wynoszenie wody. 31

32 Warunki przepływu płynów złożowych przez rury wydobywcze mają istotny wpływ na proces wytrącania się i depozycji osadów w odwiertach. Zjawiska te niekiedy w sposób zasadniczy utrudniają prowadzenie eksploatacji odwiertów. Głównym czynnikiem decydującym o wydzielaniu się osadów w rurach wydobywczych jest temperatura panująca w układzie przepływowym. Podstawowym materiałem osadowym wytrącającym się w odwiertach z przepływających płynów złożowych są hydraty i parafiny. Hydraty powstają przeważnie w górnej części rur wydobywczych odwiertów gazowych z relatywnie wysokimi ciśnieniami głowicowymi i niskimi natężeniami przepływu. Czynnikiem niezbędnym do utworzenia się hydratów w danym układzie jest obecność odpowiedniej ilości wody (niekiedy nawet rozcieńczonej solanki) i gazu ziemnego przy temperaturze niższej od temperatury ich krystalizacji, ściśle uzależnionej od panującego ciśnienia i składu gazu. Przy odpowiednio dużych wydajnościach odwiertów gazowych transport ciepła przez płyny złożowe ze spodu otworu jest wystarczający do uzyskania w górnej części rur wydobywczych temperatury uniemożliwiającej tworzenie się hydratów. Hydraty mogą występować zarówno w odwiertach gazowych jak i ropnych. Jest to możliwe ze względu na wydzielanie się wody z ropy naftowej w czasie jej ochładzania się podczas przepływu przez rury wydobywcze. Woda ta w warunkach złożowych zawarta jest w pierścieniach węglowodorów aromatycznych wchodzących w skład ropy naftowej. Pod względem właściwości fizyczno-chemicznych woda uwolniona z ropy naftowej jest całkowicie podobna do wody kondensacyjnej pochodzącej z gazu ziemnego. Woda po wydzieleniu się z ropy naftowej, w zależności od prędkości przepływu płynów, może być na bieżąco wynoszona z rur wydobywczych lub może opadać na spód odwiertu, skąd musi być okresowo usuwana. Jeżeli w górnej części rur wydobywczych w strumieniu ropy naftowej pojawi się wydzielona woda i gaz ziemny przy odpowiednio niskiej temperaturze, to może to doprowadzić do utworzenia się hydratów i do całkowitego zablokowania wypływu z odwiertu. W odwiertach ropnych w przypadku utraty przepływu przez rury wydobywcze zwyczajowo przyjmuje się, że jest to spowodowane przez osady parafinowe. 32

33 Nie jest to zawsze zgodne z prawdą, gdyż z praktyki przemysłowej wiadomo, że w przeszłości przywracanie wydobycia z odwiertów tego typu następowało po wtłoczeniu metanolu do rur wydobywczych, co jednoznacznie wskazywało na obecność w nich hydratów. Wydzielanie się parafiny, podobnie jak w przypadku hydratów, jest głównie uzależnione od temperatury panującej w układzie przepływowym. Jeżeli temperatura w górnym odcinku rur wydobywczych jest niższa od temperatury wytrącania się parafiny, zależnej od rodzaju ropy naftowej, ilości rozpuszczonego w niej gazu ziemnego i panującego ciśnienia, to dochodzi do wydzielania się cząstek parafiny w strumieniu przepływającej ropy naftowej. Parafina ta po wytrąceniu się występuje w ropie naftowej w postaci zawiesiny i w większości przypadków jest swobodnie transportowana przez rury wydobywcze do instalacji napowierzchniowej. Ze względu na zawartość parafiny w ropie naftowej jej ilość przepływająca przez rury wydobywcze w ciągu doby w postaci wydzielonej zawiesiny może wynosić w niektórych odwiertach nawet kilkaset kilogramów. W rurach wydobywczych oprócz gwałtownego wydzielania się parafiny w formie zawiesiny zachodzi również powolny proces tworzenia się powłoki parafinowej na ściankach. Grubość tej warstwy utrzymuje się niekiedy na stałym poziomie przez długi okres czasu i jest zależna od natężenia przepływu ropy naftowej. Parafina w tej postaci po oderwaniu od ścianek i sprasowaniu może doprowadzić do zablokowania przepływu przez rury wydobywcze. W związku z tą właściwością do utraty drożności rur wydobywczych w odwiertach ropnych dochodzi najczęściej w przypadku równoczesnego występowania w nich hydratów i parafiny w postaci powłoki pokrywającej ścianki. Jeżeli w rurach wydobywczych powstanie korek hydratowy, to w warunkach dynamicznych zadziała on jak tłok, który przemieszczał będzie wszystko, cokolwiek napotka na swojej drodze. W następstwie takiego ruchu może dojść do zerwania ze ścianek rur wydobywczych powstałej wcześniej powłoki parafinowej i do utworzenia z niej bardzo długiego korka. W warunkach przemysłowych wielokrotnie przy usuwaniu osadów blokujących przepływ w rurach wydobywczych odwiertów ropnych stwierdzano obecność konglomeratów parafinowo-hydratowych. 33