Главная страница

Помощник бурильщика КРС. Основы нефтепромысловой геологии. Понятие о нефтяном месторождении


Скачать 381.5 Kb.
НазваниеОсновы нефтепромысловой геологии. Понятие о нефтяном месторождении
Дата23.10.2018
Размер381.5 Kb.
Формат файлаdoc
Имя файлаПомощник бурильщика КРС.doc.doc
ТипДокументы
#54274
страница1 из 3
  1   2   3




Основы нефтепромысловой геологии.

1. Понятие о нефтяном месторождении.

Горные породы, составляющие земную кору, подразделены на 2 основных типа : изверженные и осадочные

Изверженные породы образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканической лавы 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 залегают обычно пластами, что наблюдается на осыпях гор, холмов, оврагов и траншей.

Все горные породы обладают пористостью , т.е. имеют свободные пространства между зернами ., а также трещинки , каверны и капилляры , способные вмещать в себя различные жидкости и газы. Но промышленные скопления нефти и газа ( приблизительно 99 % ) содержаться в осадочных породах - песках , песчаниках ,известняках. Это объясняется их хорошей проницаемостью, т.е. способностью пропускать через себя жидкости и газы.

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

Пласты пористой породы , поры и трещины которой заполнены нефтью называют нефтяными ( газовыми ) пластами или горизонтами . С точки зрения большого скопления нефти эти пласты принято называть нефтяными залежами.

Совокупность нефтяных залежей , сконцентрированных в недрах одной территории ( и подчиненных единой тектонической структуре при своем образовании ), называется нефтяным (газовым) месторождением .

2 . Нефть и её свойства.

Нефть и нефтяной газ — это сложная смесь углеводородов ( соединений углерода ( С ) и водорода ( Н) ) . В нормальных условиях ( при атмосферном давлении и комнатной температуре или " на поверхности " ) одни углеводороды находятся в газообразном состоянии ( нефтяной и природный газы ), другие в жидком (нефть и компоненты) или твердом (парафины ) . В среднем в нефти содержится 82-87 % углерода , 11-14 % водорода и около 1 % примесей — соединений кислорода, серы и прочих элементов.

Каждый компонент нефти , в силу физико-химических свойств , обладает свойством выкипать из нефти при определенной температуре . При нагреве первыми начинают испаряться легкие фракции , затем с увеличением температуры все более тяжелые . На этом , как и древнее изобретение человека в области производства этилового спирта, основано раз- деление фракций нефти на нефтепромысловых предприятиях.

Фракции нефти , выкипающие при температуре 40-200 градусов по Цельсию относят к бензиновым , 150-300 - керосиновым , 300-400 к соляровым и выше 400 к масляным . Следует отметить , что подобное разграничение довольно условно и в различной литературе и у различных авторов можно встретить и несколько другие величины ;

По содержанию смолистых веществ нефть подразделяют на три группы : малосмолистые - при содержании смол до 18%; смолистые - 18-35 %;

высокосмолистые - свыше 35 %. .

По содержанию парафина :

беспарафинистые - парафина до 1 %; слабопарафинистые - 1-2 % ; парафинистые - более 2 %

Содержание в нефти большого количества смол и парафинов делает ее вязкой и малоподвижной , что требует особых мероприятий для извлечения нефти на поверхность и ее транспортировки. По содержанию серы нефть подразделяют :

  • малосернистая - серы до 0,5 % ;

  • сернистая - 0,5-2 % ;

- высокосернистая - более 2 %.

Сера , присутствующая в нефти , ухудшает ее товарные свойства , вызывает осложнения при добыче , перекачке и переработке нефти , вследствие усиленной коррозии металлического оборудования .

Плотность нефти колеблется в пределах от 700 ( газовый конденсат ) до 1000 кг/куб.м. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/куб.м принято считать наиболее ценными , ввиду большего содержания бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство нефти , как и любой другой жидкости , - вязкость , т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении . С определенной натяжкой ее можно сравнить с текучестью . Единица вязкости Па с . Например вязкость воды при нормальных условиях 1 м Па с , нефти 1 - 200 и более м Па с . С увеличением температуры нефти вязкость её уменьшается . Этим же свойством пользуются издавна автомобилисты при смене масла в двигателе , предварительно прогревая его .

3 Коллекторские свойства горных пород .

Горные породы , содержащие воду , нефть или газ , и способные отдавать ее при разработке , называются коллекторами . Породы-коллекторы характеризуются пористостью , проницаемостью и трещиноватостью.

Пористость породы характеризуется наличием в ней пор и пустот , являющихся вместилищем для жидкостей и газов, находящихся в недрах Земли. Численно пористость определяется в процентах или долях еди­ниц как отношение объема свободных пор к общему объему породы . Однако , не все поры сообщаются между собой и принимаю! участие в фильтрации , часть их может быть абсолютно изолирована . Поэтому принято различать следующие виды пористости : общую, открытую и эффективную.

1. Общая ( абсолютная , физическая или полная) пористость определяется отношением объема всех
пор и пустот к общему объему породы .

2. Открытая пористость характеризует только те поры и каналы , которые связаны между собой и
через которые реально возможна фильтрация нефти или газа.

3. Эффективная пористость учитывает только объем пор , занятых нефтью , за вычетом объема пор занятых другой жидкостью ( у нефтяников этот друг и враг - вода).

Промышленная ценность залежи или месторождения оценивается и проницаемостью горных пород ( их способностью пропускать через себя жидкости и газы ).Учитывая , что в реальных условиях в пласте одновременно движутся и нефть и газ и вода и их смеси различают следующие виды проницаемости : абсолютная , эффективная и относительная .

  1. Абсолютная ( общая или физическая ) — проницаемость среды при движении в ней только одной
    жидкости ( одной фазы ).

  2. Эффективная ( фазовая ) - проницаемость среды для одной жидкости при одновременной фильтрации
    нескольких.

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

Еще одно важное свойство пород - трещиноватость - обуславливается системой развития в среде трещин и в общем случае пропорционально их густоте.

Техника и технология добычи нефти и газа

1. Понятие о скважине и ее конструкция .

Скважина - вертикальная или наклонная горная выработка круглого сечения небольшого диаметра ( 75 -350 мм ) глубиной до 5000 - 6000 метров и более . Элементы скважины: устье - выход на поверхность, забой -дно , ствол или стенки — боковая поверхность. Скважины могут быть вертикальными или наклонно-направленными .Скважины подразделяют на несколько типов , в зависимости от назначения ( следует учитывать , что в процессе эксплуатации возможен переход скважины из одной категории в другую ) :

- скважины , предназначенные непосредственно для извлечения нефти и газа на поверхность , называются добывающими , а предназначенные для закачки в пласт с поверхности газов и жидкостей ( например при искусственном поддержании пластового давления системой ППД ) - нагнетательными .

- разведочные скважины бурят на новых площадях для определения нефтегазоносности того или иного
месторождения или установления границ его распространения .

- скважины наблюдательные и пьезометрические используют для проведения наблюдений и исследований
состояний пласта, для контроля за ведением процессов поддержания пластового давления и других
мероприятий.

В процессе бурения стенки скважины укрепляют обсадными трубами. Пространство между породой и обсадной трубой заливается цементным раствором . Пробурив первые десятки метров в скважину устанавливают первую обсадную трубу — направление . Направление служит для предотвращения размыва устья скважины буровым раствором , защиты грунтовых вод от загрязнения и крепления стенок скважины . Цементирование направления , как и всех обсадных труб , проводят прямой продавши цементного раствора в полость трубы . Под давлением раствор поднимается от забоя до устья по кольцевому пространству между трубой и породой . После схватывания раствора образуется прочный цементный камень , предотвращающий перетоки между различными водоносными горизонтами ( Некачественное цементирование скважин в сочетании с нарушениями технологии поддержания пластового давления и износом скважин приводит к засолонению пресных грунтовых вод более глубокими минерализованными пластовыми водами . ) . Следующим этапом является бурение инструментом меньшего диаметра до глубины порядка первых сотен метров . На этом этапе повторяют операцию по спуску новой обсадной трубы - кондуктора . Кондуктор служит для крепления верхних неустойчивых пород , изоляции высоконапорных минерализованных пластовых вод и установки противовыбросового оборудования в процессе бурения . Цементирование производят также до устья . При благоприятных условиях дальнейшее бурение производят инструментом одного диаметра и , достигнув назначенной глубины , устанавливают последнюю обсадную трубу - эксплуатационную колонну . ЭК- является непосредственно внутренним стволом скважины , по которому осуществляется добыча нефтепродуктов или проведение каких-либо мероприятий в зависимости от назначения скважины . В сложных геологических условиях между кондуктором и ЭК могут устанавливаться дополнительно ( временно или постоянно ) промежуточные колонны . Таким образом , с технической точки зрения , скважина представлена системой концентрически расположенных труб , загерметизированных цементным камнем .

2 . Перфорация скважин

По завершении строительства скважины нефтегазоносные пласты обычно оказываются перекрытыми обсадными трубами и цементным кольцом . Для создания возможности притока нефти и газа из пласта в скважину в обсадной колонне и окружающем ее цементном кольце создают ряд каналов ( отверстий ) .обеспечивающих сообщение между пластом и скважиной . Этот процесс называется перфорацией . Известно несколько различных технологий проведения этого мероприятия : пулевая , торпедная , кумулятивная , гидропескоструйная и прочие опытные разработки (сверлящий перфоратор и т.д. ) . Однако наиболее распространенным методом в настоящее время является кумулятивная перфорация . Она осуществляется за счет сфокусированного взрыва заряда , бла­годаря его конической форме поверхности . Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов , аналогично армейским кумулятивным бронебойным снарядам , пробивает ЭК и цементное кольцо напротив нефтеносного участка . Кумулятивная струя приобретает скорость до 6 — 8 км/с и оказывает давление на преграду до миллиона и более атмосфер . При выстреле образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8—14 мм . Ленточные кумулятивные перфораторы опускают в скважину в виде гирлянд на геофизическом кабеле . Максимальная толщина вскрываемого пласта достигает 30 метров (для сравнения - при пулевой 2,5 м ). Это - одна из причин широкого распространения кумулятивной перфорации.

3. Освоение скважин

Освоение скважин - это комплекс работ по вызову притока жидкости и газа из пласта в скважину , обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с добывными возможностями пласта.

После бурения , вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны призабойная зона пласта ( ПЗП ) , особенно вскрытый участок , загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой . Поэтому образуются зоны с пониженной проницаемостью ( иногда сниженной до нуля ). Следовательно , цель освоения -восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока нефти и газа в скважину.

Сущность освоения скважины заключается в создании перепада давления между пластовым и забойным , так чтобы пластовое давление превысило забойное . В данном случае , для неработающей скважины под забойным подразумевается давление столба жидкости в скважине ( бурового раствора ) .Следует также отметить , что в случае изначально высокого пластового давления (особенно аномально-высокого ) нет необходимости в искусственном вызове притока , т.к. нефтегазопроявления начинаются самостоятельно , вплоть до выброса бурового оборудования и возникновения неуправляемого фонтанирования нефти.

Снижение забойного давления стоящей скважины достигается двумя путями ( исходя из классической формулы давления столба жидкости р = g Н р , где р - давление , Н - высота столба , р - плотность жидкости , g - ускорение свободного падения ) : либо снижением уровня жидкости ( высоты Н ) , либо уменьшением плотности жидкости р . В первом случае существует несколько способов : поршневание , тартание желонкой , продавка сжатым воздухом или газом , прокачивание газожидкостной смеси, откачка насосами . Во втором случае производят постепенную замену бурового раствора или жидкости заполняющей ствол скважины на более легкую путем промывки, например по схеме буровой раствор - вода - нефть.

4. Фонтанная и газлифтная добыча нефти

Фонтанная добыча нефти осуществляется за счет энергии пласта . Необходимым условием фонтанирования скважины является превышение пластового давления над гидростатическим ( столба жидкости в скважине ( формула показана в предыдущей теме )). Нефтепромысловая практика показывает , что фонтанный способ самый дешевый и рентабельный , а также простой с технической точки зрения. При рациональной разработке месторождения с поддержанием пластового давления удается продлить фонтанный период работы на многие годы и добиться высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов. Обычно для поддержания пластового давления применяют законтурное заводнение , т.е. закачку воды в нагнетательные скважины , расположенные в законтурной водоносной зоне залежи . В ряде случаев используют внутриконтурное заводнение или центральное очаговое.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического давления встречается редко . Обычно, по мере подъема нефти по стволу скважины, давление падает и при достижении давления насыщения из нефти начинает выделяться газ ( как при постепенном открытии бутылки с газированной жидкостью ), который способствует дальнейшему подъему нефтегазовой смеси на поверхность .Эффективность фонтанной добычи ха­рактеризуется газовым фактором — отношением полученного из месторождения газа к количеству добытой нефти. Чем меньше расходуется газа на подъем одной тонны нефти , тем рациональней считается разработка . Следо­вательно , для фонтанных скважин оптимальным считают такой темп отбора нефти , при котором газовый фактор наименьший.

При газлифтном способе добычи нефть поднимается частично за счет пластовой энергии и за счет энергии сжатого газа ( воздуха ) , подаваемого с поверхности ( или отдельного газового пласта в той же скважине ). По­этому газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина , в которой недостающий для разгазирования газ подводится с поверхности по специальному каналу . Оптимальным режимом эксплуатации газлифтной скважины считают такой режим , при котором добывается наибольшее количество нефти при наименьшем расходе газового агента.

Для освоения и пуска фонтанной или газлифтной скважины в нее опускают один или два ряда насосно-компрессорных труб ( НКТ ) , а на устье устанавливают фонтанную арматуру . Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью герметизации , контроля и регулирования режима их эксплуатации.

Фонтанная арматура позволяет:

1. Производить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или компрессорной (эргазлифтной) скважины.

  1. закачивать в скважину сжатый газ ( воздух ) , жидкости и их смеси.

  2. направлять продукцию скважины в коллекторы , сепараторы, групповые замерные установки ( Спутник )
    или нефтесборные пункты.

  3. регулировать отбор продукции из скважины.

  4. замерять устьевое, забойное, кольцевое и затрубное давления .

  5. проводить исследования скважины и различные геолого-технические мероприятия .

  6. глушить скважину при необходимости.

Фонтанная арматура , состоящая из трубной головки ( нижняя часть ) и фонтанной елки ( верхняя часть ), собирается из набора стальных взаимозаменяемых тройников, крестовин, патрубков и запорной арматуры ( за­движки , краны ).

Трубная головка крепится на фланец колонной головки , предназначается для подвески подъемных труб , герметизации затрубного пространства ( между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами ) , а также для закачки через это пространство воды, нефти или газа при освоении или промывке скважины от песчаных пробок.

Фонтанная елка - верхняя часть фонтанной арматуры , монтируемая над трубной головкой , предназначена для направления продукции скважины в выкидные линии , регулирования отбора жидкости и газа , проведения различных исследовательских работ , проверки и замены штуцеров , ремонтных работ и закрытия фонтанирующей скважины.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам : по рабочему давлению — 7-105 МПа, по размерам проходного сечения - 50 - 100 мм , по конструкции фонтанной елки - крестовые и тройниковые , по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные , по виду запорных устройств — с задвижками и кранами.

5 Штанговые глубинные насосные установки ( ШГНУ )

ШГНУ - установка в которой глубинный насос ( штанговый скважинный насос ) , спущенный в скважину, приводится в действие двигателем , размещенным на поверхности , при помощи специального оборудования ( станок - качалка ) через колонну штанг .

ШПГУ состоит из наземного и подземного оборудования . К наземной части относят оборудование устья , станок - качалку , к подземной - НКТ, штанги , скважинный глубинный насос и защитные приспособления ( пе­сочные , газовые якори и т.д.).


Противовес Редуктор


Кривошип

  1   2   3

написать администратору сайта