Главная страница
Медицина
Экономика
Финансы
Биология
Сельское хозяйство
Ветеринария
Юриспруденция
Право
Языки
Языкознание
Философия
Логика
Этика
Религия
Политология
Социология
История
Информатика
Физика
Вычислительная техника
Математика
Культура
Промышленность
Энергетика
Искусство
Химия
Связь
Электротехника
Автоматика
Геология
Экология
Начальные классы
Доп
Строительство
образование
Механика
Воспитательная работа
Русский язык и литература
Дошкольное образование
Классному руководителю
Другое
Иностранные языки
Физкультура
Казахский язык и лит
География
Технология
Школьному психологу
Логопедия
Директору, завучу
Языки народов РФ
ИЗО, МХК
Музыка
Астрономия
ОБЖ
Обществознание
Социальному педагогу

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