Основы нефтяного и газового дела. Нефть и газ основы


ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО ДЕЛА

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Понятие о нефтяном месторождении. Коллекторские свойства пород. Понятие о пористости и проницаемости. Пластовое давление. Физические свойства нефтей в пластовых и поверхностных условиях. Действующие силы в пласте, напор пластовых вод, давление сжатого газа и др. Понятие о разработке месторождений нефти. Схема размещения скважин, ме­тоды воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

· Изверженные породы-образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

· Осадочные породы -образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой). Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.

Стратиграфическая таблица

 

Эратема Система, год и место установления Индекс Число отделов Число ярусов
Кайнозойская Четвертичная,18229, Франция Неогеновая, 1853, Италия Палеогеновая, 1872, Италия Q N P    
Мезозойская Меловая , 1822, Франция Юрская, 1793, Швейцария Триасовая, 1834, Центр. Европа K J T
Палеозойская Пермская, 1841, Россия Каменноугольная, 1822, Великобритания Девонская, 1839, Великобритания Селурская,1873, Великобритания Ордовикская, 1879, Великобритания Кембрийская, 1835, Великобритания P C D S O C

 

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

 

Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью. Промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами.

 

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа) называются залежами нефти (газа).

 

Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением.

 

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

 

 

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

 

 
 
Антиклиналь Синклиналь

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов , является

· направление падения;

· простирание;

· угол наклона

 

Падение пластов- это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь- это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

 

· Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва.Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.

· Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

· Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

· Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

·

 
 
Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§ Наличие пласта- коллектора

§ Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают

§ Сводовую ловушку

§ Литологически экранированные

§ Тектонически экранированные

§ Стратиграфически экранированные

 

Нефтяные газы и их свойства

 

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пектана и др.

Самый легкий из всех углеводородов - метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%.

Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях.

Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана СН4 и этана С2Н6(относительная плотность - 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С3Н8(1.522) и бутан С4Н0 (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

Природный газ- смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот.

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги и определенных давлениях и температурах.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газыразделяются на

· Сухие - природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

· Жирные- газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.

Коэффициент растворимости газа (газовый фактор) показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4х10-5 до 1х10-5 Па-1. Со снижением давления до определенного значения (давление насыщения) начинает выделяться растворенный в нефти газ.

По мере поступления от забоя скважины нефти с газом, газ имеет свойство расширяться, в результате- объем газа больше объема поступления нефти.

Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.

Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура.

Так, например, критическое давление для метана » 4.7 МПа, а критическая температура - 82.50С (минус).

 

Пластовые воды

 

Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых месторождениях и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты.

Пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

До проникновения в осадочные отложения нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности. Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20-30% этого объема..

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде и до 80 кг/м3 в концентрированных рассолах.

Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод - хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Из газообразных веществ пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород. Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1,01-1,02 г/см3 и более.

По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды.

Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вязкость воды уменьшается. Пластовые воды обладают электропроводностью, которая зависит от степени минерализации.

 

Нефтесодержащие коллекторы

 

Нефтесодержащие коллекторы или породы-коллекторы (пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты и т.д.) - породы у которых поры, пустоты и трещины могут быть вместилищами нефти и газа.

· Песок- мелкообломочная рыхлая горная порода, состоящая из зерен (песчинок), подразделяется на крупнозернистый, мелкозернистый, среднезернистый и тонкозернистый. По форме зерен различают пески округленные и угловатые.

· Песчаник - обломочная осадочная горная порода из сцементированного песка. Состоит главным образом из зерен кварца.

· Глины - тонкозернистые горные породы, состоящие в основном из глинистых минералов - силикатов со слоистой кристаллической структурой. В нефтяных и газовых месторождениях глины играют роль непроницаемых перекрытий между которыми залегают пласты пород, заполненных нефтью, газом и водой.

 

ПЛАСТ

 

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым. Пластовое давление - показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт.

Начальное пластовоедавление - давление в пласте до начала его разработки, как правило, находится в прямой связи с глубиной залегания нефтяного (газового) пласта и может быть определено приближенно по формуле :

 

 

 

где: Рпл.н - начальное пластовое давление

Н - глубина залегания пласта, м

r - плотность воды, кг/м3

g - ускорение свободного падения (9.81 м/сек2)

104 - переводный коэффициент, Па.

 

Обычно пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле. Такое его значение определяют при непосредственных замерах глубинным манометром, которым обычно определяют забойное давление - давление на забое работающей или простаивающей скважины.

При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением и называется депрессией.

 

Перепад давления = Рпл. – Рзаб.

 

Движение нефти начинается с какого – то расстояния, так называемого радиусом дренирования залежи, по мере движения к стволу скважины пластовой жидкости поток ее увеличивается, вследствие чего растет гидродинамическое давление. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта (ПЗП), равной 0.8 – 1.5 метра. Решающую роль играет забойное давление, чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Наибольший перепад давления в призабойной зоне пласта приводит к различным явлениям, например выпадение в осадок в этой зоне солей, твердых частиц, смол, асфальтенов, может возникнуть турбулентное движение жидкости. Все эти явления уменьшают течение жидкости из пласта и называются скин – эффектом.

 

 
 

 

 

Индекс продуктивности – J или PI представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое. Индекс продуктивности может быть как для нефти, так и для пластовой жидкости.

 

J = PI = qн / Рпл. – Рзаб.

 

Движение жидкости в коллекторе исследовано и происходит по закону Дарси и определяется по формуле при стабильном состоянии скважины

 
 

 

 

· при псевдо-стабильном состоянии скважины

 
 

Где μн - вязкость пластового флюида

Rскв. – радиус скважины

k – проницаемость

S – скин

βн – пластовый объемный фактор

rзал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча

h –мощность пласта

 

Уменьшение притока жидкости

· на забое

· в ПЗП

· из-за низкой природной проницаемости пласта.

На забое

· осадки

· закупорка песком

· загрязнение перфорации

· загрязнение парафином

· асфальтены

· подобные проблемы

Призабойная Зона Пласта может быть засорена

· буровым раствором

· цементом

· жидкостью заканчивания

· при добыче, или

· илом, глиной.

СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

 

В предыдущей главе мы рассмотрели формы залегания нефти, выбрали способ разработки месторождения. Теперь наша задача- достигнуть залежи и поднять нефть на поверхность. Это достигается бурением скважин.

Бурение скважин- это процесс сооружения направленной горной выработки большой длины и малого диаметра.

Верхняя часть скважины называется устье скважины, на устье скважины устанавливается при бурении:

· колонные головки, служащие для обвязывания обсадных колонн,контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.

· Противовыбросовое оборудование (ПВО)

· Желобная воронка

· Специальное оборудование при проведении специальных работ (при цементировании, перфорации и т.д.)

 

При эксплуатации устанавливается:

· фонтанная арматура (фонтанная елка)- для связывания одного или двух скважинных трубопроводов (лифтов), контроля и управления потоком скважинной среды;

Подземная часть скважины называется

ствол скважины, самая нижняя часть ствола называется забой. Поверхность цилиндрической выработки называется стенками скважины, места с размерами более номинального диаметра породоразрушающего инструмента за счет осыпания или вымыва пород называются кавернами, вызванные выработкой инструментом во время спуско- подъемных операций называется желобами.

 

Весь цикл строительства скважин до сдачи их в эксплуатацию состоит из следующих основных последовательных звеньев:

1. Строительства наземных сооружений;

2. Собственно углубления ствола скважин, осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих процесса- собственно углубления и промывки скважины;

3. Разобщения пластов, состоящее из двух видов работ- крепления ствола скважины спускаемыми трубами, соединенными в колонну, и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;

4. Освоения скважин.

 

Классификация скважин по назначению

· Структурно- поисковые скважины

· Разведочные скважины

· Добывающие скважины

· Нагнетательные скважины

· Опережающие добывающие скважины

· Оценочные скважины

· Контрольные и наблюдательные скважины

· Опорные скважины

 

Способы и виды бурения.

 

Процесс бурения включает в себя ряд операций:

· Спуск бурильных труб с разрушающим инструментом в скважину

· Разрушение породы забоя

· Вынос разрушенной породы из скважины

· Подъем бурильных труб из скважины для смены сработавшегося разрушающего инструмента;

· Укрепление (крепление ) стенок скважины при определении определенной глубины обсадными трубами с последующим цементированием пространства между стенкой скважины и спущенными трубами (разобщение пластов)

 

Основные способы бурения

· Роторное бурение

· Бурение забойными двигателями

· Турбинное бурение

· Бурение винтовыми двигателями

· Бурение электробуром

 

Виды бурения

· Вертикальное бурение

· Наклонно- направленное бурение

· Кустовое бурение скважины

· Многозабойное бурение

· Бурение скважин на акваториях

Буровые установки для эксплуатационного

Разобщение пластов

 

Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок скважины, предотвращения поглощений и проявлений в скважину спускаются обсадныетрубы. Пространство между трубами и стенками скважин закачивается цементный раствор.

Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну называется конструкцией скважины.

Каждая колонна, входящая в колонну скважины имеет свое назначение.

· Направление- самая большая обсадная колонна, предназначена для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5м до 40м.

·

 
 
Кондуктор-изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 метров.

· Техническая колонна- служит для перекрытия платов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения , отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.).Эксплуатационная колонна-необходима для эксплуатации скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного пласта. Ввиду важности ее назначения уделяется большое внимание ее прочности и герметичности.

Обсадные трубы спускаются в скважину последовательно одна за одной на резьбовых соединениях. Низ обсадной колонны оборудован направляющей пробкой (башмаком), через длину одной трубы устанавливается обраный клапан и стоп-кольцо для остановки на нем продавочной пробки в конце продавки. Современные конструкции предусматривают единый механизм, сочетающий в себе обе конструкции и ОК и стоп -кольца. На колонну устанавливаются центраторы для концентрического расположения колонны в стволе скважины, скребки для механической очистки стенок скважины и закрепления цемента, турбулизаторы для изменения скорости потока жидкости в целях качественного заполнения каверн.

На верхнюю часть обсадной колонны устанавливается цементировочная головка, через которую закачиваются буферные жидкости для отмыва стенок скважины; цементный раствор для заполнения пространства между стенками скважины и обсадными трубами; продавочная жидкость- для продавки цементного раствора из внутритрубного пространства обсадной колонны; а также для пуска разделительных пробок.

После спуска обсадной колонны на проектную глубину производится промывка ствола скважины и цементирование. Процесс цементирования производится следующим образом:

· Закачивается буферная жидкость;

· Закачивается цементный раствор пониженной плотности во избежание гидроразрыва неустойчивых пластов;

· Закачивается цементный раствор для качественной изоляции зоны продуктивного пласта;

· Закрываются на цементировочной головке линии подачи цемента, открывается стопор на разделительной пробке, открываются лини подачи продавочной жидкости;

· Закачивается продавочная жидкость в объеме равному внутреннему объему обсадных труб;

· В момент посадки разделительной пробки на стоп-кольцо происходит увеличение давления закачки, это значение называется сигнал СТОП.

· Скважина закрывается и устанавливается на время ожидания затвердения цементного раствора ОЗЦ. (не менее 24 часов).

 

Заключительные работы

 

В комплекс работ по заканчиванию скважин входит:

· Оборудование устья скважины

· Определение обсадной колонны на герметичность (опрессовка)

· Геофизические исследования

· Вторичное вскрытие пласта (перфорация), применяют четыре типа перфораторов

· Пулевые

· Кумулятивные

· Торпедные

· Гидропескоструйные

· Освоение скважины и сдача ее в эксплуатацию

Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до максимальных значений и подъема ее на поверхность. Это достигается:

· Заменой глинистого раствора на воду или нефть

· Свабированием (поршневанием)

· Глубинным насосом

· Нагнетанием в скважину сжатого инертного газа.

 

Оборудование устья скважины

Фонтанная арматура служит для

· герметизации устья скважины,

· направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию,

· регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.

Фонтанная арматура состоит из

  • трубной головки и
  • фонтанной елки.

Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.

Трубная головка состоит из

· крестовины,

· тройника и

· переводной катушки.

Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным лифтом. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки, а второй ряд труб - с помощью переводной втулки. При оборудовании скважин только одним рядом фонтанных труб тройник на арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка состоит из

· тройников,

· центральной задвижки,

· буферной задвижки,

· задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.

 

Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

 

Подземный ремонт скважин.

Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом.

Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год.

· текущий

· капитальный

К текущему ремонту скважин (ТРС) относятся:

· смена насоса,

· ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг и труб,

· смена насосно-компрессорных труб или штанг,

· изменение глубины погружения подъемных труб,

· очистка и смена песочного якоря,

· очистка скважин от песчаных пробок,

· удаление со стенок труб парафина, солей и др.

Эти работы выполняются специализированными бригадами по текущему ремонту скважин, организуемыми на каждом предприятии по добыче нефти и газа. Бригады по текущему ремонту работают по вахтно, в состав их входят три человека:

· старший оператор

· и оператор работают у устья скважины,

· машинист - на лебедке подъемного механизма.

Более сложные работы, связанные

· с ликвидацией аварий с подземным оборудованием,

· исправлением поврежденных эксплуатационных колонн,

· изоляцией притоков вод в скважину,

· переходом на другой эксплуатационный горизонт,

· обработкой призабойных зон пластов и др.,

относятся к категории капитального ремонта скважин (КРС).

Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважины и др.

 

 

ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО ДЕЛА

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Основы нефтяного и газового дела

Н. Г. СЕРЕДА, В. М. МУРАВЬЕВ

ВТОРОЕ ИЗДАНИЕ, ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ

Допущено Министерством высшего и среднего специального образования СССР в качестве учебника для студентов вузов, обучающихся по специальности «Экономика и организация нефтяной и газовой промышленности».

МОСКВА «НЕД РА» 1980

УДК (622.24 + 622.276)(075.8)

Середа Н. Г., Муравьев В. М. Основы нефтяного и газового дела. Учебник для вузов.— 2-е изд., перераб. и доп. М Недра, 1980, с. 287.

В учебнике изложен комплекс вопросов, связанных с разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений. Приведены способы бурения с изложением конструктивных особенностей бурильной колонны, методов промывки и продувки скважин. Рассмотрены вопросы эксплуатации скважин и способы увеличения их производительности. Описаны процессы перекачки нефти и газа по магистральным трубопроводам, хранения и химической переработки нефтяного и газового сырья. По сравнению с предыдущим изданием (1-е изд.— 1967) в учебном пособии описаны конструкции и схемы нового оборудования, а также модернизированные схемы технологического процесса переработки нефти.

Книга предназначена для студентов нефтяных вузов и факультетов.

Табл. 2, ил. 130.

Рецензенты:

1. Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин. Ивано-Франковского института нефти и газа.

2. Канд. техн. наук П. П. Галонский.

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ 6

КРАТКИЙ ОЧЕРК РАЗВИТИЯ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ 6

Раздел I 13

ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ 13

Г л а в а I 13

ГЕОЛОГИЯ ЗЕМНОЙ КОРЫ 13

§ 1. СОСТАВ ЗЕМНОЙ КОРЫ 13

§ 2. ВОЗРАСТ ГОРНЫХ ПОРОД 14

Г л а в а II 20

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 20

§ 1. ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫЕ ПОРОДЫ — ВМЕСТИЛИЩА НЕФТИ И ГАЗА 20

§ 2. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА 22

§ 3. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА 26

§ 4. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ ЗЕМНОЙ КОРЫ 27

Г л ав а III 29

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА 29

§ 1. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА 29

§ 2. НЕФТЬ И ЕЕ СВОЙСТВА 29

§ 3. НЕФТЯНОЙ ГАЗ И ЕГО СВОЙСТВА 31

Глава IV 32

ПОИСКИ И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 32

§ 1. ЭТАПЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ 32

§ 2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ И ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАЗВЕДКИ 34

Раздел II 38

БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 38

Г л а в а I СПОСОБЫ БУРЕНИЯ СКВАЖИН 38

§ 1. ПОНЯТИЕ О СКВАЖИНЕ 38

§ 2. СПОСОБЫ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 39

Г л а в а II 46

БУРОВЫЕ ДОЛОТА 46

§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ 46

§ 2. ДОЛОТА ДЛЯ СПЛОШНОГО БУРЕНИЯ 47

§ 3. ДОЛОТА ДЛЯ КОЛОНКОВОГО БУРЕНИЯ 54

Г л а в а III 56

БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА 56

§ 1. СОСТАВ И НАЗНАЧЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 56

§ 2. УСЛОВИЯ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 56

§ 3. ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 57

Гла ва IV 61

МЕХАНИЗМЫ ДЛЯ ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА 61

§ 1. РОТОРЫ 61

§ 2. ТУРБОБУРЫ 62

§ 3. ЭЛЕКТРОБУРЫ 66

Г л а в а V 68

ПРОМЫВКА И ПРОДУВКА СКВАЖИН 68

§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ 68

§ 2. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ 69

§ 3. ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ 74

§ 4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН, ПРИГОТОВЛЕНИЕ И ОЧИСТКА ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ 74

§ 5. ПРОДУВКА СКВАЖИН ВОЗДУХОМ (ГАЗОМ) 76

Глава VI 77

РЕЖИМ БУРЕНИЯ 77

§ 1. ПОНЯТИЕ О РЕЖИМЕ БУРЕНИЯ И ПОКАЗАТЕЛЯХ РАБОТЫ ДОЛОТ 77

§ 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ РЕЖИМА РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБОВ БУРЕНИЯ 78

§ 3. РАЦИОНАЛЬНОЕ ВРЕМЯ ПРЕБЫВАНИЯ ДОЛОТА НА ЗАБОЕ 79

§ 4. ПОДАЧА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ 80

Глава VII 80

ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН 80

§ 1. ПРИЧИНЫ ИСКРИВЛЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН 81

§ 2. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ИСКРИВЛЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН 83

§3. ИСКУССТВЕННОЕ ИСКРИВЛЕНИЕ СКВАЖИН 85

Глава VIII 88

РАЗОБЩЕНИЕ ПЛАСТОВ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН 88

§ 1. ЭЛЕМЕНТЫ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ 88

§ 2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ 90

§ 3. УСЛОВИЯ РАБОТЫ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ. КОНСТРУКЦИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ 90

§ 4. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН 92

§ 5. ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН 97

Глава IX 104

БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ 104

§ 1. КЛАССИФИКАЦИЯ БУРОВЫХ УСТАНОВОК 104

§ 2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА БУРОВЫХ УСТАНОВОК 105

Раздел III 108

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА 108

Г л а в а I 108

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ 108

§ 1. ПЛАСТОВАЯ ЭНЕРГИЯ И СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖАХ 108

§ 2. РЕЖИМЫ ДРЕНИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 109

§ 3. ПРИТОК ЖИДКОСТИ И ГАЗА К СКВАЖИНАМ 112

Г л а в а II 114

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 114

§ 1. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ 114

§ 2. КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 116

§ 3. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 117

§ 4. РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 118

§ 5. ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ 118

§ 6. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И ГАЗООТДАЧИ ПЛАСТОВ 123

Г л а в а III 125

СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 125

§ 1. ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ 126

§ 2. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ 130

§ 3. НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ 136

§ 4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ ПОГРУЖНЫМИ НАСОСАМИ 145

§ 5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 151

Г л а в а IV 154

МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН 154

§ 1. КИСЛОТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН 155

§ 2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА 157

§ 3. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН 160

§ 4. ВИБРООБРАБОТКА ЗАБОЕВ СКВАЖИН 161

§ 5. РАЗРЫВ ПЛАСТА ДАВЛЕНИЕМ ПОРОХОВЫХ ГАЗОВ 162

§ 6. ТОРПЕДИРОВАНИЕ СКВАЖИН 163

§ 7. ТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН 163

Г л а в а V 164

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН 164

§ 1. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН 165

§ 3. ОЧИСТКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ ОТ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК 168

§ 4. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН 169

Г л а в а VI 171

ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА 171

§ 1. СХЕМЫ СБОРА И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА 171

§ 2. ПРОМЫСЛОВАЯ ПОДГОТОВКА НЕФТИ 175

§ 3. ПОДГОТОВКА ГАЗА 178

§ 4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ КОМПЛЕКСНОЙ АВТОМАТИЗАЦИИ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ 178

ТРАНСПОРТ НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА 180

Глава I 180

ТРАНСПОРТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 180

§ 1. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЙ ТРАНСПОРТ 180

§ 2. ВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ 181

§ 3. АВТОМОБИЛЬНЫЙ ТРАНСПОРТ 183

§ 4. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ 184

§ 5. ЕМКОСТИ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 189

НЕФТЕБАЗОВОЕ ХОЗЯЙСТВО 194

Г л а в а III 196

ТРАНСПОРТ ПРИРОДНОГО ГАЗА 196

Раздел V 201

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА 201

Глава I 201

ПРОДУКТЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ 201

§ 1. НАЗНАЧЕНИЕ НЕФТЕПРОДУКТОВ 201

§ 2. СВОЙСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К НИМ 203

Г л а в а II 208

ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ 208

§ 1. ПРЯМАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ 208

§ 2. ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ УСТАНОВКИ ПРЯМОЙ ПЕРЕГОНКИ 210

§ 3. ТИПЫ УСТАНОВОК ДЛЯ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ И МАЗУТА 212

§ 4. ТЕРМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ДЕСТРУКТИВНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ 214

§ 5. КАТАЛИТИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ И КАТАЛИТИЧЕСКИЙ РИФОРМИНГ 216

Г л а в а III 217

ОЧИСТКА НЕФТЕПРОДУКТОВ 217

§ 1. ОЧИСТКА СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ 217

§ 2. ОЧИСТКА СМАЗОЧНЫХ МАСЕЛ 219

Г л а в а IV 220

ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ 220

Г л а в а V 223

ХИМИЧЕСКАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО СЫРЬЯ 223

§ 1. ОСНОВНЫЕ ПРОДУКТЫ НЕФТЕХИМИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА 224

ВВЕДЕНИЕ

КРАТКИЙ ОЧЕРК РАЗВИТИЯ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Нефть как горючий и смазочный материал, а также как лечебное средство против некоторых болезней известна человечеству с незапамятных времен. О том, что на Апшеронском п-ове имеется нефть, знали еще в далеком. прошлом. Состояние бакинского нефтяного промысла описано венецианским путешественником Марко Поло. С древних времен добывали нефть и на севере нашей страны — в районе р. Ухты.

Техника добычи нефти вначале была ^примитивной. Нефть добывали из ям, вырытых в местах ее вькодов на поверхность. Позднее стали сооружать колодцы, которые крепили деревянными венцами или -камнем. Скапливающуюся нефть черпали бадьями или бурдюками вручную или с помощью конной тяги.

Несмотря на то, что начало добычи нефти в нашей стране уходит в далекое прошлое, временем рождения отечественной нефтяной промышленности принято считать 1864 г. В этом году в долине р. Кудако на Кубани было начато бурение ударным способом первых в России нефтяных скважин, стенки которых крепились металлическими обсадными трубами. В одной из скважин 16 февраля 1866 г. с глубины 55 м забил первый фонтан нефти с суточным дебитом 12 тыс. пудов (около 200 т/сут).

В 1964 г. советские нефтяники отметили столетие отечественной нефтяной и газовой промышленности. С тех пор в первое воскресенье сентября ежегодно отмечается Всесоюзный день работников нефтяной и газовой промышленности,

Бурение нефтяных скважин стало широко развиваться в России с 70-х годов прошлого столетия. В 1872 г. в районе, Баку эксплуатировались две нефтяные скважины, в 1873 г.— 17, в 1874 г.— 50, а в 1877 г.— уже 296 скважины.

Усовершенствование ударного способа бурения, т. е. внедрение, механизированных ударно-штангового и ударно-канатного способов, позволило увеличить средние глубины нефтяных скважин и приобщить к эксплуатации все более продуктивные нефтяные горизонты. Так, в Бакинском районе.в 1873 г. средняя глубина скважин составляла 22 м, в 1883 г.—59 м, в 1893 г.— 114 м. К 1900 г. в этом районе бурили скважины глубиной до 300 м, а позднее —до 400—500 м.

Применение механического способа бурения способствовало возрастанию добычи нефти. Если за 50 лет с 1821 по 1872 г. в России было добыто всего 361 тыс. т нефти, то уже за один 1879 г. добыча нефти составила 402 тыс. т, в 1882 г.— 827 тыс. т, а в 1892 г.— 4670 тыс. т.

В Баку появляются крупные нефтепромышленные фирмы, конкурирующие между собой в погоне за получением более мощных нефтяных фонтанов. Эта фонтанная горячка приводила к бессистемной, хаотической разработке недр, к огромным потерям нефти в результате открытого ее хранения и частых пожаров на промыслах.

Развивающиеся промышленность и транспорт требовали все больше нефти и нефтепродуктов. Поэтому в конце XIX в. наблюдается бурное развитие отечественной нефтяной промышленности. В Бакинском районе, помимо Балаханов, где вначале была сосредоточена почти вся добыча нефти, вовлекаются в разработку новые площади: Сабунчи, Раманы, Биби-Эйбат, Бинагады и др. В 1893 г. бурится первая скважина в районе г. Грозного, давшая мощный фонтан нефти и определившая дальнейшее развитие грозненского нефтяного района.

В 1898 г. Россия по уровню добычи нефти обогнала передовую капиталистическую страну — США, а в 1901 г. было добыто рекордное для царской России количество нефти — 11,5 млн. т. В 1910—1911 гг. вводятся в промышленную разработку месторождения Майкопского и Эмбинского районов, хотя участие их в общей добыче нефти вначале было незначительным.

Наряду с фонтанной добычей для извлечения нефти использовали и тартание — способ добычи нефти с помощью желонки. Желонка — это в сущности та же бадья, применяемая при колодезной добыче, но только удлиненная и приспособленная к более узким поперечным размерам скважины по сравнению с размером колодца. В связи с ростом глубин скважин ручная и конная тяги при тартании к концу 80-х годов прошлого столетия были заменены механической — от паровой машины. В начале XX в. стали появляться первые электродвигатели.

Способ тартания, применяемый для эксплуатации скважин, связан с тяжелым физическим трудом рабочих (тарталь-щиков). Этот способ добычи нефти громоздкий, дорогой и мало эффективный был единственным способом механизированной добычи нефти в царской России. О широком развитии эксплуатации нефтяных скважин с помощью желонок говорит тот факт, что в 1913 г. 95% всей нефти в России было добыто этим способом.

На промыслах нефть транспортировалась по деревянным лоткам и земляным канавам, хранилась она в открытых земляных амбарах, перевозка ее к потребителям осуществлялась в бочках и бурдюках. Таков был уровень техники нефтепромыслового дела на заре развития нефтяной промышленности.

Несмотря на то, что русским ученым и специалистам принадлежат крупнейшие открытия и изобретения в области нефтяной техники, капиталисты-нефтепромышленники зачастую не использовали эти открытия. Для нефтепромышленника желонка была наиболее простым и надежным средством добычи нефти, в то время как все новое требовало излишних затрат и длительных экспериментов, могущих не оправдать себя.

Поэтому фирма бр. Нобель, установившая в 1876 г. на нескольких скважинах насосы, изобретенные инж. Б. А. Иваниц-ким в 1865 г., после засорения их песком отказалась от насосной эксплуатации и снова стала эксплуатировать эти скважины с помощью желонок.

Такая же участь постигла насосы конструкции инж. Л. М. Соколовского и насосы В. Г. Шухова, несмотря на то, что последние прекрасно эксплуатировались на обводненных скважинах.

В 70-х годах XIX в. В. Г. Шухов разработал и впервые в мире предложил новый способ добычи нефти с помощью сжатого воздуха (компрессорный способ). К этому изобретению нефтепромышленники отнеслись скептически, и лишь в 1897 г. способ добычи нефти с помощью сжатого воздуха был испытан в Баку, но вплоть до национализации промыслов этот способ добычи нефти не нашел широкого распространения.

С именем В. Г. Шухова связаны многие другие изобретения и новшества, сыгравшие большую роль в развитии техники нефтяного дела. По его инициативе и проекту в России были построены первый нефтепровод для перекачки нефти от нефтяных промыслов до бакинских нефтеперегонных заводов и металлические нефтеналивные баржи длиной свыше 150 м и грузоподъемностью до 12 тыс. т. Барж такой конструкции тогда еще не знала зарубежная техника. Известны первые форсунки В. Г. Шухова, в которых в качестве топлива использовался мазут, до того считавшийся бросовым продуктом. С именем В. Г. Шухова связано крупное нововведение в области нефтепереработки — крекинг-процесс, а также много других работ в различных отраслях промышленности.

Много ценных исследований, указаний и советов по развитию нефтяной техники в свое время было сделано великим русским ученым Д. И. Менделеевым. Во всех основных вопросах нефтяной техники Д. И. Менделеев давал свои предначертания, определяя путь развития отечественной нефтяной промышленности.

Говоря о развитии дореволюционной нефтяной промышленности, нельзя не упомянуть о талантливых русских геологах И. М. Губкине и Д. В. Голубятникове. Д. В. Голубятникову принадлежат монографии по Биби-Эйбатскому, Бинагадинскому и другим месторождениям. Своими работами Д. В. Голубятников внес огромный вклад в геологическое изучение нефтяных месторождений Апшеронского п-ова.

С именем И. М. Губкина связана история развития всех основных районов добычи нефти в нашей стране. Геологиче-ским исследованием нефтяных месторождений Азербайджана И. М. Губкин начал заниматься в 1913 г. На основании этих исследований им были разработаны основные положения о геологической структуре нефтяных месторождений этого района.

И. М. Губкин сыграл большую роль в правильной оценке и открытии Майкопских месторождений. На основе исследований Нефтяно-Ширванского месторождения И. М. Губкин впервые доказал существование «рукавообразных» залежей нефти, приуроченных к дельтам и руслам древних рек.

Для увеличения прибыльности нефтяного дела наиболее инициативные и обладающие большими капиталами нефтепромышленники вводят ряд усовершенствований на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах, при транспортировке нефти.

На рубеже XIX в. на ряде промыслов в качестве двигателей при эксплуатации с помощью желонок стали применять электродвигатели, делались первые попытки оборудовать фонтанные скважины арматурой в целях ликвидации бесконтрольного открытого фонтанирования, сооружались стальные нефтепроводы, связывающие промыслы с нефтеперерабатывающими заводами, строились нефтеналивные баржи и танкеры, металлические резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов.^

Однако после 1901 г. вплоть до Великой Октябрьской революции добыча нефти в России не возрастала и сохранялась на уровне 8—10 млн. т в год. Нефтяные монополии в погоне за максимальными прибылями искусственно поддерживали «нефтяной голод» в стране, сдерживали развитие добычи нефти.

После Великой Октябрьской революции социалистическая нефтяная промышленность стала служить на благо народа, на благо развития отечественной индустрии и сельского хозяйства.

В первые годы после национализации нефтяных промыслов: все усилия молодого Советского государства были направлены на восстановление народного хозяйства страны, разрушенного -в результате империалистической и гражданской войн. Но уже с 1923 г, начался процесс технического перевооружения нефтедобывающей промышленности.

В бурении техническая реконструкция выразилась в замене старого, ударного способа новым, более прогрессивным, вращательным способом. В 1924 г. был испытан в промышленных условиях первый советский турбобур системы М. А. Капелюшникова, явившийся прообразом современных многоступенчатых турбобуров. Создаются первые конструкции отечественного оборудования для бурения скважин.

Зарождается нефтяное машиностроение на базе старых промысловых мастерских и мелких заводов. В добыче нефти с 1923 г. начинается внедрение на промыслах глубиннонасосного способа эксплуатации скважин. В широких масштабах проводится электрификация нефтяных промыслов. Замена пара электроэнергией позволила резко ускорить процесс вытеснения

желонки и заменить ее более совершенным оборудованием для добычи нефти. Если в 1923 г. в Бакинском районе 55% полученной нефти было добыто тартанием, то к 1932 г. этот способ эксплуатации был практически полностью заменен. Вместо желоночного способа добычи нефти внедряются глубиннонасосный и компрессорный методы эксплуатации скважин. В 1923 г. удельный вес компрессорной добычи нефти в Советском Союзе составлял около 15%, а в 1932 г. этим способом уже добывалось свыше 50% всей нефти.

С каждым годом улучшается геологическое обслуживание промыслов, расширяются разведочные работы на нефть, внедряются новые методы разведки. Развертывается подготовка специалистов для нефтяной промышленности: организованные специализированные институты в Москве, Баку и Грозном стали давать нефтяной промышленности новые пополнения молодых советских специалистов-нефтяников.

В 1928 г. добыча нефти в СССР составила 11,6 млн. т, т. е. превысила максимальный уровень нефтедобычи царской России в 1901 г. Первую пятилетку советские нефтяники выполнили в 2'/2 года.

В годы предвоенных пятилеток продолжалось дальнейшее развитие нефтедобывающей промышленности. В старейшем Бакинском районе на всех месторождениях были вовлечены в разработку нефтеносные горизонты нижнего отдела продуктивной толщи, открыто много новых месторождений. Было введено в разработку большое число новых нефтяных месторождений на Северном Кавказе, в Средней Азии, Казахстане. В конце 20-х годов была открыта первая нефть на востоке страны — в Чусовских Городках Пермской области.

В 1932 г. забили нефтяные фонтаны на Ишимбаевском месторождении в Башкирской АССР. В связи с открытием ишимбаевской нефти и наметившимися большими перспективами нефтеносности Урало-Волжского района XVII съезд ВКП(б) в 1934 г. принял решение взяться серьезно за организацию нефтяной базы в районах западных и южных склонов Уральского хребта.

На месте башкирской деревеньки в короткий срок был построен первый город нефтяников на востоке страны — Ишимбай. Построена железная дорога Уфа — Ишимбай. В Уфе и Ишимбае строятся нефтеперерабатывающие заводы. Резко расширяются разведочные работы на нефть в районах Урало-Поволжья, что привело к открытию в конце 30-х годов группы месторождений в Башкирии, Пермской и Куйбышевской областях.

Добыча нефти в СССР в 1941 г. достигла 33 млн. т, из них 23,5 млн. т было добыто на бакинских промыслах,. 5 млн. т — на Северном Кавказе и около 2 млн. т — в Урало-Поволжье.

Вероломное нападение фашистской Германии на Советский Союз прервало мирную работу советского народа. В связи с угрозой вражеского вторжения в основные нефтедобывающие районы страны (Баку, Грозный, Майкоп) особое значение приобретала новая нефтяная база на востоке страны. Партией и Правительством были приняты меры к значительному усилению поисковых и разведочных работ в районах Урало-Волжской нефтеносной области и среднеазиатских районах, перебазированию в эти районы буровых, строительных и нефтедобывающих организаций со всем необходимым оборудованием и подсобными предприятиями.

Коммунистическая партия по-боевому мобилизовала буровиков, эксплуатационников, переработчиков, транспортников и машиностроителей на преодоление трудностей военного времени, на бесперебойное снабжение фронта нефтепродуктами, столь необходимыми для скорейшего разгрома врага.

Огромных успехов добились нефтяники СССР в послевоенные годы. Уже в первую послевоенную пятилетку промыслы на Кавказе были полностью восстановлены, вступили в строй действующих новые нефтяные месторождения в районах Краснодара и Грозного, а также морские промыслы в районах Баку и Махачкалы.

В 1943 г. в Жигулевских горах на Волге впервые была получена нефть из девонских пластов. В сентябре 1944 г. в центре Туймазинского месторождения из разведочной скв. 100 был получен мощный фонтан нефти из девонских горизонтов с глубины 1700 м. Так была доказана промышленная нефтеносность этих древнейших отложений, распространенных на северо-востоке европейской части Советского Союза.

Девонская нефть хлынула мощным потоком на нефтеперерабатывающие заводы. Туймазинский нефтепромысловый район сразу стал первостепенным среди других районов Советского. Союза.

В 1948 г. была открыта девонская нефть на Бавлинском месторождении в Татарии, а в 1951 г. — восточнее Туймазинского месторождения вступило в строй Серафимовское девонское месторождение, в 1949 г. в Татарии у дер. Ромашкино из разведочной скв. 3 ударил нефтяной фонтан. За короткий срок девонские и угленосные залежи нефти были открыты также в Куйбышевской, Волгоградской, Саратовской, Пермской и Оренбургской областях.

Указания Партии и Правительства, данные на XVII и XVIII партийных съездах о создании новой нефтяной базы на востоке страны, были успешно выполнены.

В 1949 г. был достигнут довоенный уровень добычи нефти в стране: в этом году было добыто 33,3 млн. т нефти, из которых 8 млн. т — в Урало-Волжских районах.

С 1951 г. нефтедобывающая промышленность развивается ускоряющимися из года в год темпами, что обусловлено открытием и вводом в эксплуатацию новых нефтяных месторождений не только в Урало-Поволжье, но также и на Северном Кавказе, в Азербайджане (на суше и на море), республиках Средней Азии, на Украине.

В 1955 г. было добыто 70,8 млн. т нефти, в 1960 г.— 147,9 млн. т, в 1965 г.— 242,9 млн. т.

В 60-х годах вступили в строй действующих новые нефтяные месторождения в Западной Сибири, на п-ове Мангышлак и в Белоруссии. В короткий срок Западно-Сибирский нефтеносный район стал ведущим и по уровню добычи нефти обогнал все другие районы страны. С вводом в действие нефтяных месторождений этого района, а также месторождений п-ова Мангышлак, Белоруссии, Пермской и Оренбургской областей, Удмуртской и Коми АССР темпы роста добычи нефти еще более возросли. Если в восьмой пятилетке (1965—1970 гг.) среднегодовой прирост добычи нефти составлял 21 млн. т, то в следующей пятилетке (1971—1975 гг.) годовой прирост равнялся уже 27,6 млн. т. В 1970 г. было добыто 352,8 млн. т нефти, в 1977 г.— 545,7 млн. т, включая газовый конденсат.

Газовая промышленность как самостоятельная отрасль оформилась сравнительно недавно — в начале 40-х годов. Однако газ в качестве топлива использовался еще в далеком прошлом.

В древних рукописях упоминается, что в районе селения Сураханы, близ Баку, из расщелин земли выбивались струи газа. Жители использовали этот газ для обжига извести и устраивали очаги на месте выходов газа. Выделяющееся из земли невидимое горючее вещество использовали жрецы храмов огнепоклонников. Они прокладывали от места его выхода из земли до углов крыши храма глиняные трубы, зажигали выходящий газ, и «вечный огонь» пылал на храмах, привлекая тысячи молящихся. В Сураханах сохранились развалины одного из таких храмов.

Развитие газовой промышленности в России началось в 1902 г., когда в Сураханах из скв. 1 был получен первый газовый фонтан. Первая газовая скважина обратила на себя внимание многих частных фирм, разрабатывающих бакинские нефтяные месторождения. Началось бурение скважин на газ и подача его по газопроводам на нефтеперерабатывающие заводы для использования в качестве топлива.

Следует отметить, что в Сураханском районе не было чисто газовых залежей. Газ добывался из газовых шапок нефтяных пластов, что приводило к резкому снижению пластовых давлений.

Русские ученые придавали газу большое значение. Д.И.Менделеев, изучая нефтяное и газовое дело в Баку, в своих исследованиях отмечал, что «газ — это топливо будущего, при котором не может быть и речи ни о полноте горения, ни о дыме». Он впервые выдвинул идею использования газа в качестве сырья для химической промышленности.

Однако в царской России не придавалось серьезного значения добыче газа и многие миллиарды кубометров его терялись безвозвратно.

С первых дней национализации нефтяных промыслов был поставлен вопрос об использовании газа, извлекаемого на поверхность вместе с нефтью.

В 1928 г. было добыто 304 млн. м3 газа, в 1937 г.— 2200 млн. м3. Добыча была сосредоточена в основном на бакинских нефтяных промыслах, небольшое количество газа добывалось на грозненских и майкопских промыслах.

Газ все шире стали использовать в народном хозяйстве. На ряде бакинских, грозненских и-майкопских промыслах его используют как рабочий агент при компрессорной эксплуатации скважин и как топливо в газовых двигателях и топках котлов.

Многие жилые дома в районах нефтяных промыслов были газифицированы. В Бакинском и Грозненском районах были построены первые заводы по переработке газа и производству газового бензина.

В 1931 г. в районе Нефтегорска (Майкопский нефтепромысловый район) вступил в эксплуатацию первый в СССР сажевый завод; в качестве сырья для этого завода использовался нефтяной газ.

В 30-х годах на бакинских и Северо-Кавказских промыслах были проведены большие работы по герметизации систем сбора нефти и газа. В результате добыча нефтяного (попутного) газа увеличилась в 1941 г. до 3200 тыс. м3.

Разработка чисто газовых месторождений в предвоенные годы велась только в Дагестанской АССР. Здесь в небольших количествах добывался природный газ на месторождении Дагестанские Огни.

Промышленная добыча природного газа в широких масштабах началась в начале 40-х годов. В 1942 г. было введено в разработку Елшано-Курдюмское газовое месторождение близ Саратова, а в 1943 г.— ряд месторождений в Куйбышевской и Оренбургской областях. Газ из газовых скважин по газопроводам подавался под собственным давлением на электростанции и промышленные предприятия Куйбышева и Саратова.

В 1946 г. был построен первый дальний газопровод Саратов—Москва. Вскоре после этого на базе газовых месторождений Северного Кавказа и Западной Украины была сооружена многониточная система газопроводов Северный Кавказ — Центр и газопровод Дашава—Киев—Брянск—Москва. В 1956г. вступило в строй действующих Шебелинское газовое месторождение на Украине.

В начале 60-х годов была открыта и введена в разработку группа среднеазиатских газовых месторождений и среди них крупнейшее Газлинское месторождение. Газом этих месторождений питаются не только города республик Средней Азии, но и индустриальный Урал, и Москва, куда газ поступает по мощным газопроводам Бухара — Урал и Средняя Азия — Центр.

Протяженность магистральных газопроводов от газовых месторождений Северного Кавказа, Украины, Средней Азии, Туркмении, Коми АССР, Западной Сибири, Оренбургской области до пунктов потребления составила к началу 1977 г. более 100 тыс. км.

Если добыча природного газа по стране из газовых и газо-конденсатных месторождений в 1946 г. была немногим более 2 млрд. м3, то в 1966 г. она возросла до 125 млрд. м3 и в 1977 г.— до 314 млрд. м3.

Развитие газопроводного хозяйства страны вызвало необходимость проведения значительных работ по созданию подземных хранилищ газа вблизи крупных городов, таких как Москва, Ленинград, Киев и др.

Наряду с ростом добычи природного газа, состоящего преимущественно из метана и используемого в основном в качестве топлива, из года в год увеличивается добыча нефтяного (попутного) газа, извлекаемого из недр вместе с нефтью. Этот газ состоит из смеси углеводородов (метан, этан, пропан и др.) и является не только хорошим топливом, но и незаменимым сырьем для нефтехимических производств. Такой газ перед подачей его потребителям в качестве топлива должен, как правило, пройти переработку на. газоперерабатывающих (газобензиновых) заводах. На ГПЗ из газа отделяют тяжелые фракции (бутан и выше), которые в виде сжиженных газов идут на нефтехимические заводы, а также населению в баллонах (баллонный газ).

studfiles.net

Добыча нефти и газа

Понятие о разработке месторождений нефти. Схема размещения скважин, ме­тоды воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

            Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

·         Изверженные породы- образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

·         Осадочные породы -образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород  в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой).  Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.

Стратиграфическая таблица

Эратема

Система, год и место установления

Индекс

Число отделов

Число ярусов

Кайнозойская

Четвертичная,18229, Франция

Неогеновая, 1853, Италия

Палеогеновая, 1872, Италия

Q

N

P

2

3

13

7

Мезозойская

Меловая , 1822, Франция

Юрская, 1793, Швейцария

Триасовая, 1834, Центр. Европа

K

J

T

2

3

3

12

11

6

Палеозойская

Пермская, 1841, Россия

Каменноугольная, 1822, Великобритания

Девонская, 1839, Великобритания

Селурская,1873, Великобритания

Ордовикская, 1879, Великобритания

Кембрийская, 1835, Великобритания

P

C

D

S

O

C

2

3

3

2

3

3

7

7

7

4

6

9

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

            Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью. Промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

            Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами.

            Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа) называются  залежами нефти (газа).

            Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением.

            Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

            Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

 

Антиклиналь                                           Синклиналь

            Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

            Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

            Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов , является

·             направление падения;

·             простирание;

·             угол наклона

Падение пластов- это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь - это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

            При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

·         Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.

·         Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

·         Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

·         Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

·        

 

Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§  Наличие  пласта- коллектора

§  Наличие над ним  и под ним непроницаемых  пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают

§  Сводовую ловушку

§  Литологически экранированные

 

§   Тектонически экранированные

§   Стратиграфически экранированные

oilloot.ru

Основы геологии нефти и газа. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Учебный курс «Основы нефтяного бизнеса»

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА. ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Понятие о нефтяном месторождении. Коллекторские свойства пород. Понятие о пористости и проницаемости. Пластовое давление. Физические свойства нефтей в пластовых и поверхностных условиях. Действующие силы в пласте, напор пластовых вод, давление сжатого газа и др. Понятие о разработке месторождений нефти. Схема размещения скважин, ме­тоды воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

^

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

  • Изверженные породы- образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).
  • ^ образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой). Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.
^
Эратема Система, год и место установления Индекс Число отделов Число ярусов
Кайнозойская Четвертичная,1829, Франция

Неогеновая, 1853, Италия

Палеогеновая, 1872, Италия

Q

N

P

2

3

13

7

Мезозойская Меловая , 1822, Франция

Юрская, 1793, Швейцария

Триасовая, 1834, Центр. Европа

K

J

T

2

3

3

12

11

6

Палеозойская Пермская, 1841, Россия

Каменноугольная, 1822, Великобритания

Девонская, 1839, Великобритания

Селурская,1873, Великобритания

Ордовикская, 1879, Великобритания

Кембрийская, 1835, Великобритания

P

C

D

S

O

C

2

3

3

2

3

3

7

7

7

4

6

9

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью. Промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами.

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа) называются залежами нефти (газа).

Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением.

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

Антиклиналь Синклиналь

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов , является

  • направление падения;
  • простирание;
  • угол наклона

Падение пластов- это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь - это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

  • Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.
  • Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).
  • Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.
  • Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.
  • Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.
Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

  • Наличие пласта- коллектора
  • Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.
Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают
  • Сводовую ловушку
  • Литологически экранированные
  • Тектонически экранированные
  • Стратиграфически экранированные

^

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы:

  • водонапорный,
  • упругий и упруговодонапорный,
  • газонапорный или режим газовой шапки,
  • газовый или режим растворенного газа,
  • гравитационный,
  • смешанный.
Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.

В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

^

Нефть и нефтяной газ - это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм.рт.ст. и t=20оС) находятся

  • в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы),
  • в жидком (нефть) и имеются углеводороды,
  • в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).
В среднем в нефти содержится
  • 82-87% углерода (С),
  • 11-14% водорода (Н) и
  • 0.4 -1.0% примесей - соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.
При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40-200С - бензиновые, 150-300оС - керосиновые, 300-400оС - соляровые, при 400оС и выше - масляные.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

  • малосмолистые - содержание смол не более 18%
  • смолистые - содержание смол от 18 до 35%
  • высокосмолистые - содержание смол более 35%
По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:
  • беспарафинистые - содержание парафина до 1%
  • слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%
  • парафинистые - содержание парафина более 2%
Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяются на:

  • малосернистые - содержание серы до 0.5%
  • сернистые - содержание серы от 0.5 до 2.0%
  • высокосернистые - содержание серы более 2.0%
Содержание в нефти сернистых соединений ухудшает ее качество, вызывает осложнения в добыче нефти.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности.

Плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 0,7 (газовый конденсат) до 0,98 и даже 1,0 г/см3. Легкие нефти с плотностью до 0,88 г/см3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти - вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают

  • динамическую и
  • кинематическую вязкости.
^ 2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек.

Размерность динамической вязкости: [m]=Па.с. (Паскаль-секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па.с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа.с (миллипаскаль. секунда). так, вязкость пресной воды при температуре +200С составляет 1мПа.с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа.с (0.1-0.2 Па.с) и более.

^ - отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости оВYt, где индекс t указывает температуру измерения.

С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности.

^

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пектана и др.

Самый легкий из всех углеводородов - метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%.

Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях.

^ 4 и этана С2Н6(относительная плотность - 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С3Н8(1.522) и бутан С4Н0 (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

^ - смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот.

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги и определенных давлениях и температурах.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на

  • ^ природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.
  • Жирные- газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.
На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.

^ (газовый фактор) показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4х10-5 до 1х10-5 Па-1. Со снижением давления до определенного значения (давление насыщения) начинает выделяться растворенный в нефти газ.

По мере поступления от забоя скважины нефти с газом, газ имеет свойство расширяться, в результате- объем газа больше объема поступления нефти.

Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м3/м3 до 100 м3/м3 и выше.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.

Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура.

Так, например, критическое давление для метана  4.7 МПа, а критическая температура - 82.50С (минус).

^

Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых месторождениях и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты.

Пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

До проникновения в осадочные отложения нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности. Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20-30% этого объема..

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде и до 80 кг/м3 в концентрированных рассолах.

Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод - хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Из газообразных веществ пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород. Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1,01-1,02 г/см3 и более.

По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды.

Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вязкость воды уменьшается. Пластовые воды обладают электропроводностью, которая зависит от степени минерализации.

^

Нефтесодержащие коллекторы или породы-коллекторы (пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты и т.д.) - породы у которых поры, пустоты и трещины могут быть вместилищами нефти и газа.

  • Песок - мелкообломочная рыхлая горная порода, состоящая из зерен (песчинок), подразделяется на крупнозернистый, мелкозернистый, среднезернистый и тонкозернистый. По форме зерен различают пески округленные и угловатые.
  • Песчаник - обломочная осадочная горная порода из сцементированного песка. Состоит главным образом из зерен кварца.
  • Глины - тонкозернистые горные породы, состоящие в основном из глинистых минералов - силикатов со слоистой кристаллической структурой. В нефтяных и газовых месторождениях глины играют роль непроницаемых перекрытий между которыми залегают пласты пород, заполненных нефтью, газом и водой.

^

Горные породы, содержащие нефть, газ и воду и способные отдавать их при разработке, называются коллекторами.

Коллекторские свойства нефтеносных пластов зависят от размера и формы зерен, слагающих породу, степени отсорбированности обломочного материала, характера и степеней цементации осадков, а карбонатных пород - от пористости и трещиноватости.

Породы - коллекторы характеризуются

  • пористостью,
  • проницаемостью
  • трещиноватостью.
Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в недрах Земли.

Различают пористость:

  • общую,
  • открытую
  • эффективную
Общая пористость характеризуется разностью между объемом образца и объемом составляющих его зерен.

Открытая пористость, или пористость насыщения, характеризуется объемом тех пустот, в которые может проникать жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластах.

^ - учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах.

Промышленную ценность нефтяного месторождения определяется по проницаемости его пород - способности проникновения жидкости или газов через породу. Движение жидкостей или газов через пористую среду называется фильтрацией.

Породы нефтяных и газовых залежей имеют капиллярные каналы, средний размер которых составляет 0.0002-0.5 мм.

При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость

  • абсолютную,
  • эффективную
  • относительную.

Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

^ - проницаемость породы для одной из жидкостей или газа при одновременной фильтрации различных жидкостей и газа.

Относительная - проницаемость пористой среды, характеризующаяся отношением фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.

Кпроницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым породам - глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и т.д.

Одно из важных свойств горных пород - трещиноватость, которая обуславливается густотой развития в них трещин. Трещинная проницаемость прямо пропорциональна густоте трещин в пласте.

Общие сведения о промысловых и геофизических исследованиях

Геофизические методы исследования разрезов скважины основаны на изучении горных пород по их физическим свойствам.

К геофизическим методам исследования скважин относят:

  • различные методы каротажа, проводимые для исследования с целью определения характера пройденных скважиной пластов;
  • методы контроля тектонического состояния скважины.
В настоящее время насчитывается более 30 методов геофизического исследования скважин, из них более 25 методов каротажа, при осуществлении которых применяют около 50 зондов, т.е. установок, служащих для измерения кажущегося сопротивления и содержащих несколько электродов, различающихся как размерами, так и назначением.

К наиболее распространенным методам относятся:

  • электрический каротаж,
  • гамма-каротаж (ГК),
  • нейтронный гамма-каротаж (НГК),
  • гамма-гамма-каротаж (ГГК).
Электрический каротаж - способ измерения кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и потенциала самопроизвольного возникающего электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины и получение кривых, показывающих изменение этих двух величин.

Гамма-каротаж - основан на различной степени естественной радиоактивности горных пород, которые содержат наибольшее количество радиоактивных элементов в рассеянном состоянии. Так радиоактивность пород отличается по силе излучения, т.о. по ее значению можно судить о характере исследуемых пород.

^ проводят следующим образом. В скважину вместе с ионизационной камерой спускают радиоактивный источник. Нейтроны источника, проникая сквозь колонну скважины, бомбардируют ядра атомов элементов горных пород, окружающих ствол скважины, и вызывают их повышенную активность, которая отмечается ионизационной камерой. Вылетающие из источника нейтроны в результате столкновения с ядрами атомов породы замедляют движение и конечном итоге захватываются ими. Захват нейтронов ядрами атомов породы сопровождается гамма-излучением, называемым вторичным. В зависимости от свойств породы замедление и захват нейтронов, а соответственно и интенсивность вторичного гамма-излучения в области расположения индикатора изменяется. Обычно гамма-каротаж и нейтронный гамма-каротаж осуществляются одновременно.

Гамма-гамма-каротаж (рассеянное гамма-излучение) основан на определении интенсивности гамма-излучения от источника гамма-квантов, укрепленного в скважинном приборе на некотором расстоянии от индикатора гамма-излучения. Горные породы вследствие их различной плотности поглощают гамма-излучени от источников в различной степени, а именно: плотные породы сильнее, а породы, обладающие меньшей плотностью, слабее. Поэтому плотные породы на диаграммах ГГК отличаются пониженными показаниями, а менее плотные - повышенными.

Гамма-каротаж, нейтронный гамма-каротаж и гамма-гамма-каротаж можно применять в незакрепленной скважине обсадной колонной, так и в закрепленной скважине, т.к. гамма лучи проникают сквозь металл. Поэтому эти методы особенно ценны при исследовании скважин, в том числе и тех, в которых электрокаротаж не был использован.

Геофизические методы исследования широко применяют для контроля тектонического состояния скважин и решения ряда других задач, возникающих при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин.

Система ПЛАСТ- СКВАЖИНА – НЕФТЕСБОРНЫЙ КОЛЛЕКТОР

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах^ – КОЛЛЕКТОР, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.

Рассмотрим эти системы

^

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым. Пластовое давление - показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт.

^ давление - давление в пласте до начала его разработки, как правило, находится в прямой связи с глубиной залегания нефтяного (газового) пласта и может быть определено приближенно по формуле :

Рпл.н=Нg 104 Н

где: Рпл.н - начальное пластовое давление

Н - глубина залегания пласта, м

 - плотность воды, кг/м3

g - ускорение свободного падения (9.81 м/сек2)

104 - переводный коэффициент, Па.

Обычно пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле. Такое его значение определяют при непосредственных замерах глубинным манометром, которым обычно определяют забойное давление - давление на забое работающей или простаивающей скважины.

При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением и называется депрессией.

^

Движение нефти начинается с какого – то расстояния, так называемого радиусом дренирования залежи, по мере движения к стволу скважины пластовой жидкости поток ее увеличивается, вследствие чего растет гидродинамическое давление. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта (ПЗП), равной 0.8 – 1.5 метра. Решающую роль играет забойное давление, чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Наибольший перепад давления в призабойной зоне пласта приводит к различным явлениям, например выпадение в осадок в этой зоне солей, твердых частиц, смол, асфальтенов, может возникнуть турбулентное движение жидкости. Все эти явления уменьшают течение жидкости из пласта и называются скин – эффектом.

^ представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое. Индекс продуктивности может быть как для нефти, так и для пластовой жидкости.

J = PI = qн / Рпл. – Рзаб.

Движение жидкости в коллекторе исследовано и происходит по закону Дарси и определяется по формуле при стабильном состоянии скважины

· при псевдо-стабильном состоянии скважины

Где μн - вязкость пластового флюида

Rскв. – радиус скважины

k – проницаемость

S – скин

βн – пластовый объемный фактор

rзал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча

h –мощность пласта

^

Формула для для пласта не имеющего нарушений и с добычей придавлении ниже давления насыщения. Основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа.

^

Максимальный дебит по комбинированной формуле Дарси- Вогеля:

Где pнас - давление насыщения

Qнас – дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения

Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости.

При движении жидкости по пласту наибольший перепад давления наблюдается в ПЗП зоне 1-2 метра перед зоной перфорации. В связи с этим наибольший ущерб пласту наступает именно в этой зоне.

Характеристика вертикального лифта

Вертикальный лифт характеризуется изменением давления – рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности .

где dp - падение давления по единице длины трубы,

dL

ρ – плотность жидкости

θ - угол наклона трубы

v- скорость движения жидкости

  1. коэффициент трения
d – внутренний диаметр трубы;

α- поправочный коэффициент для компенсации колебаний скорости по сечению трубы. Он изменяется от 0.5 при ламинарном режиме до 1.0 при полностью турбулентном течении.

Градиент давления в данной формуле является суммой трех составляющих:

  • гидростатический градиент
  • градиент трения
  • градиент ускорения

На эффективность характеристики вертикального лифта влияет:

  • Размеры НКТ
  • Расход жидкости
  • Плотность флюида
  • Вязкость флюида
  • Газо-нефтяное отношение
  • Водо-нефтяное отношение
  • Прокачиваемость жидкости.

Schlumberger- Dowell различают 5 методов стимуляции:

  • гидроразрыв
  • очистка забоя
  • контроль песка
  • контроль воды
  • обработки призабойной зоны
  • гидроразрыв- различают кислотный разрыв
механический разрыв
  • очистка забоя - включает в себя химическую очистку и промывку, в обоих случаях жидкость закачивается в ствол скважины, но не в пласт.
  • контроль песка служит при неукрепленных пластах и контролирует добычу чрезмерных количеств песка. Применяется резино- тканевый фильтр, экраны, хвостовики, экраны.
  • контроль воды - служит для исключения чрезмерной добычи воды, которая не помогает для добычи нефти.
Достигается –
  • Системами на базе полимеров
  • Неорганические гели
  • На базе резины
  • На базе цемента
  • Закачки полимеров
  • Механическими методами
Давление закачек должно контролироваться и быть ниже давления гидроразрыва.

^

  • на забое
  • в ПЗП
  • из-за низкой природной проницаемости пласта.
На забое
  • осадки
  • закупорка песком
  • загрязнение перфорации
  • загрязнение парафином
  • асфальтены
  • подобные проблемы
Призабойная Зона Пласта может быть засорена
  • буровым раствором
  • цементом
  • жидкостью заканчивания
  • при добыче, или
  • илом, глиной.
^
  • применение разрыва для некоторых пластов в которых течение жидкости невозможно из-за низких коллекторских свойств пласта.

^ применяется в песчаниках для очистки порового пространства, в известняках – как и для очистки порового пространства, так для создания новых каналов и увеличения размеров имеющихся.

Скин –все причины, которые создают экран для течения жидкости.

Суммарный скин- сумма всех скинов в скважине- всех ущербов в пласте и всех псевдо-скинов.

Псевдо-скин – складываются все скины, которые возникают вне пласта при самом высоком значении продуктивности пласта. К ним относятся

  • турбулентный режим или нарушение лифта
  • частичное проникновение
  • частичная или забитая перфорация
  • проблемы с погружным насосом
  • штуцер
  • освоение скважины

^

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий.

  • ^ на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационный объект - продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации. Эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении подразделяются на
базисные (основные)- более изученные, высокопроизводительные и сравнительно крупные по запасам нефти пласты.

Возвратные - менее продуктивные и с меньшими запасами пласты, разработку которых предусматривается проводить путем возврата скважин с базисного объекта.

  • ^ , размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Размещение скважин на объектах может быть равномерным на залежах с неподвижными контурами нефтеносности при наличии подошвенных вод или вообще при отсутствии пластовых вод. На месторождениях с перемещающимися контурами нефтеносности скважины на объектах размещаются рядами параллельно контурам нефтеносности.
Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта с тем, чтобы охватить разработкой все участки продуктивных пластов, а также по экономическим соображениям. Необходимо стремиться разбуривать объекты редкой сеткой с тем, чтобы не было интерференции между нефтедобывающими скважинами. Это обеспечит высокую производильность каждой скважины. Однако при этом из-за литологической неоднородности продуктивных пластов возможно оставление невыработанных целиков нефти.
  • ^ сводится к планированию темпов отбора нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, технического состояния эксплуатационной колонны, применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт (вода, газ) для поддержания пластового давления и др.).
  • ^ в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.
Заводнение пластов бывает:
  • законтурное,
  • приконтурное,
  • внутриконтурное.
Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-100 м и более.

^ применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в водяной части залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами и контуром нефтеносности - очень небольшое или же их располагают непосредственно на контуре нефтеносности.

^ применяют на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. Нагнетательные скважины располагают с учетом геологического строения месторождений в основном на высокопроницаемых участках. При этом источниками питания для краевых участков месторождений являются напор краевых вод и напор воды на линии искусственного заводнения рядами водонагнетательных скважин, расположенных около контура нефтеносности или несколько отодвинутых от него, а также рядами водонагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной части пласта. Эти внутриконтурные водонагнетательные скважины являются источниками питания и для других отдельных нефтяных участков залежей.

Контроль и регулирование эксплуатации залежи

Контроль и регулирование эксплуатации залежи сводятся к равномерному стягиванию водонефтяного и газонефтяного контактов и к рациональному расходованию пластовой энергии. При этом очень важно, чтобы замещения нефти водой или газом обеспечивался высокий коэффициент нефтеотдачи пласта. Равномерное стягивание контуров нефтеносности прежде всего достигается надлежащим размещением нефтедобывающих и нагнетательных скважин по залежи в соответствии с проницаемостью различных участков продуктивных пластов и регулированием режимов работы каждой скважины в отдельности.

В процессе разработки залежи ведут постоянный контроль за

  • дебитом нефтедобывающих скважин по нефти,
  • процентом обводненности нефти,
  • газовым фактором,
  • выносом песка,
  • изменением забойного и
  • пластового давления.

Ежедневно контролируют

  • приемистость водонагнетательных скважин,
  • давления нагнетания насосов по кустовым насосным станциям и
  • систематически определяют количество механических примесей в воде. Систематически проводят гидротермодинамические исследования скважин.
На основе результатов всех исследований строят карты обводненности скважин, изобар, проницаемостей, удельных продуктивностей и др.

При преждевременном прорыве воды в нефтяные скважины или ограничивают отбор из этой скважины, или ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. В случае увеличения прорыва газа в нефтяные скважины при газонапорном режиме рекомендуется их закрывать. Увеличение газового фактора по нефтяным скважинам при водонапорном режиме указывает на падение пластового давления в зоне этих скважин. Поэтому нужно или уменьшить отборы нефти по этим скважинам, или увеличить закачку воды в пласт на этом участке.

По данным определения приведенного пластового давления по скважинам ежеквартально строят карты изобар - карты равных пластовых давлений. Сопоставление карт обводненности и карт изобар позволяет судить о продвижении контуров нефтеносности.

^

Задача повышения нефтеотдачи пластов состоит в повышении степени извлечения нефти из пористой среды. Около половины нефти находящейся в пласте остается не поднятой на поверхность. Это обусловлено

  • Характеристиками коллектора, его неоднородностью;
  • Свойствами пластового флюида;
  • Особенностями геологического строения месторождения;
  • Технологией и техникой добычи нефти;
  • Многими другими факторами
В настоящее время известно большое число методов увеличения нефтеотдачи ( МУН ) пластов. Они различаются по типу используемой энергии, методу воздействия, характеру взаимодействия между фазами.

По современным представлениям применяющиеся МУН можно разделить на три основные группы:

  • физико-химические - закачка оторочек водорастворимых полимеров, поверхностно-активных веществ (ПАВ), обработка призабойной зоны скважин кислотами и растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ), мецилярно-полимерное и щелочное заводнение;
  • смешивающиеся и несмешивающиеся газовые процессы - закачка двуокиси углерода, углеводородных газов высокого давления, растворителей;
  • тепловые - закачка пара, горячей воды и внутрипластовое горение.
Область эффективного применения каждого из методов зависит от геолого-физических свойств коллекторов, физико-химических свойств насыщающих их жидкостей, стадии и состояния разработки залежей.

Успешность внедрения на каждом конкретном месторождении МУН зависит от правильности его выбора, который должен осуществляться на основе критериев применимости. Критерии применимости методов разрабатываются на основе

  • анализа результатов лабораторных и
  • теоретических исследований,
  • предыдущего опыта работы.
Нефтяная компания «ЮКОС»

стр.

ignorik.ru

Добыча нефти и газа

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки. Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов (вода, уголь, горючие сланцы, атомная энергия и др.) около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ. Эти богатства земных недр добываются и потребляются в огромных количествах.

Свободный газ и добываемый попутно с нефтью, являются сырьем для химической промышленности. Путем химической переработки газов получают и такие продукты, на изготовление которых расходуется значительное количество пищевого сырья.

До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

Вытеснение нефти из скважины сжатым воздухом или газом предложено в конце XVIII в., но несовершенство компрессорной техники более чем на столетие задержало развитие этого способа, гораздо менее трудоемкого по сравнению с тартальным.

Не сформировался к началу нашего века и фонтанный способ добычи. Из многочисленных фонтанов бакинского района нефть разливалась в овраги, реки, создавала целые озера, сгорала, безвозвратно терялась, загрязняла почву, водоносные пласты, море.

В настоящее время основной способ добычи нефти – насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН).

В табл. 1 приведено распределение способов добычи нефти по России.

Таблица 1

Распределение числа скважин и добычи нефти в зависимости от способа эксплуатации

Способ

эксплуатации

Число

скважин, %

Средний дебит,

т/сут

Добыча, % от

общей

нефти

жидкости

нефти

жидкости

Фонтанный

8,8

31,1

51,9

19,5

9,3

Газлифтный

4,3

35,4

154,7

11,6

14,6

УЭЦН

27,4

28,5

118,4

52,8

63,0

ШСН

59,4

3,9

11,0

16,1

13,1

Прочие

0,1

-

-

-

-

Газовая промышленность получила свое развитие лишь в период Великой Отечественной войны при открытии и вводе в разработку газовых месторождений в районе г. Саратова и в западных областях Украины, сооружении газопровода Саратов - Москва и Дашава - Киев - Брянск - Москва.

Одновременно с вводом в разработку и освоением новых газовых месторождений создавалась сеть магистральных газопроводов и отводов от них для подачи газа местным потребителям.

Развитие газовой промышленности позволило газифицировать много городов и населенных пунктов, а также предприятий различных отраслей промышленности.

1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ  СВОЙСТВА  НЕФТИ,  ПРИРОДНОГО  ГАЗА, УГЛЕВОДОРОДНОГО  КОНДЕНСАТА  И  ПЛАСТОВЫХ ВОД

Нефть – горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2; нафтеновые – СnН2ni; ароматические – Сnh3n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С5Н12, гексан С6Н14 и гептан С7Н16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С8Н18 до С17Н36 – жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины). В нефти содержится  82¸87 % углерода, 11¸14 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти – ее плотность (r) (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные.

 Плотность (объемная масса) – масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти. 

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.  Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (m). За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па·с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па·с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей – мПа·с. Так, пресная вода при температуре 200С имеет вязкость 1 мПа·с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа·с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа·с и несколько тысяч мПа·с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2¸4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 200С. 

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность от 730 до 980¸1050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю легких нефтей (с плотностью до 870 кг/м3) в общемировой добыче приходится около 60% (в России – 66%), на долю средних нефтей (871¸970 кг/м3) в России – около 28%, за рубежом – 31%; на долю тяжелых (свыше 970 кг/м3) – соответственно около 6% и 10%. Вязкость изменяется в широких пределах (при 500С 1,2 ¸ 55·10-6м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Другое основное свойство нефти – испаряемость.  Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание  в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В  пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти  bн колеблются в пределах 0,4¸14,0 ГПа-1, коэффициент bн определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50¸60%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом «в». Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом Q = . Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, т.е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями.

Усадка – И =  · 100%.

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание – количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

ГАЗЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

 Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие  главным образом из предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, т.е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10 и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98-99%.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

1.1.ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 00С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении  (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

S = aPb ,

где S – объем газа,  растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р – давление газа над жидкостью, a ‑ коэффициент растворимости газа в жидкости , характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;   b- показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение a и b зависят от состава газа и жидкости.   

Коэффициент растворимости a для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5¸11 м3/м3на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,8¸0,95. 

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 00С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 10С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м3.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана » 4,7 МПа, а критическая температура ‑ 82,50С.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15%.  Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.

1.2.ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ И ГИДРАТЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ    СОСТАВ ГИДРАТОВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение – поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что, значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 2¸30 С.

1.3.СОСТАВ И НЕКОТОРЫЕ СВОЙСТВА ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Пластовые воды являются обычным спутником нефти.

Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т.е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится  под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:

hв = ,

где hв -  коэффициент водонасыщенности; Vв - объем воды в породе;  Vп ‑ объем пор.

 Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом водонасыщенности:

hн = ,

где hн - коэффициент нефтенасыщенности; Vн - объем нефти в породе.

 Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в  большинстве коллекторов  составляет 20¸30% этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35¸40% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300кг/м3 в рапах. 

Наиболее характерным признаком для распознавания вод является их химический состав.

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные.

На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную соленость».

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры.

Коэффициент сжимаемости воды, т.е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10-5 ¸ 5·10-5 1/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

    Вязкость    пластовой    воды    при200С  составляет   1мПа·с,  а  при  1000С – 0,284 мПа·с.

oilloot.ru


Смотрите также