Основы технологии добычи нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра "РНГМ"

Дипломная работа

На тему «Основы технологии добычи нефти и газа»

г. Уфа 2011

Введение

Понятие о нефтяном, газовом и газоконденсатном месторождении и их структура. Понятие о тектонических нарушениях в земной коре, причины их. Образование нефти и газа, химический состав. Нефтяные, газовые газоконденсатные месторождения в России. Понятие о геологическом разрезе скважины, геологическом профиле и структурной карте. Коллекторские свойства пород. Пластовые давления и температура.

Методы исследования скважин. Гидродинамические исследования - виды технологических операций. Комплекс геофизических исследований скважин - основная цель. Назначение и сущность ГИС. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны.

Основы технологии добычи нефти и газа.

Общие сведения о методах добычи нефти и газа. Основные сведения о разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

1. Фонтанная эксплуатация скважин. Наземное и подземное оборудование нефтяных скважин. Типы фонтанной арматуры, технические характеристики. Основные части фонтанной арматуры. Обвязки, применяемые для оснащения нефтяных скважин. Пробное и рабочее давление фонтанной арматуры. Буферное и затрубное давление. Регулирование добычи с помощью штуцеров, их виды.

Отделение нефти от газа. Устройство и принцип действия трапно-замерных установок.

Насосно-компрессорные трубы, применяемые для эксплуатации нефтяных скважин (типоразмеры, прочностные характеристики и пр.).

2. Газлифтная эксплуатация, условия применения. Принцип действия газлифтной скважины. Методы снижения пусковых давлений.

Внутрискважинное оборудование нефтяных скважин. Назначение и принцип действия отдельных узлов сборки комплекса подземного оборудования нефтяных скважин. Оборудование и технические средства управления отдельных узлов сборки внутрискважинного комплекса.

3. Глубиннонасосная эксплуатация. Оборудование устья скважины. Устройство и принцип действия скважинного насоса. Схема установки. Скважинные насосы трубные и вставные.

Общие сведения о станках-качалках. Насосные штанги (типоразмеры, технические характеристики, длина и пр.). Подвеска штанг.

Бесштанговые скважинные насосы. Погружной центробежный насос - устройство, принцип действия. Гидропоршневый насос - устройство, принцип действия. Устройство, принцип действия диафрагменных (УЭДН) и винтовых (УЭВН) насосов.

Методы интенсификации добычи нефти и газа (кислотная обработка, гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и др.). Общие сведения о мерах поддерживания пластового давления.

1. Понятие о нефтяном, газовом и газоконденсатном месторождении и их структура

Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью. Наиболее часто залежи углеводородов встречаются в ловушках антиклинального типа. В общем случае в верхней части продуктивного пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу - вода, а между ними нефть.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности или газоносности. Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазоносного пласта называют его толщиной.

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь. Такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения являются многопластовыми. Например, на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова установлено до 30...40 залежей.

В настоящее время в зависимости от фазового состояния, а также относительного содержания нефти и газа выделяют следующие типы месторождений:

- газовые, содержащие только газ;

- нефтяные, содержащие только нефть;

- газонефтяные, содержащие больше нефти, чем газа;

- нефтегазовые, содержащие больше газа, чем нефти (например, газовые залежи с нефтяной оторочкой);

- газоконденсатные, содержащие кроме газа конденсат;

- нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

Миграция нефти и газа - основное условие формирования их скоплений. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород - покрышек. Попав в ловушку нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются: газ, как самый легкий, уходит вверх, вода, как самая тяжелая, - вниз, нефть занимает промежуточное положение.

Самые распространенные типы ловушек приведены на рис. 1. Наиболее распространены антиклинальные ловушки (рис. 1 а). Если в антиклинальной складке пласт-коллектор перекрыт водогазонефтенепроницаемой толщей (покрышкой), то в нем возможно формирование нефтегазовой залежи. Тектонические движения часто приводят к разрыву сплошности слоев и вертикальному перемещению мест обрыва относительно друг друга. В результате пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой, что приводит к образованию тектонически-экранированной ловушки (рис. 1 б). Если по какой-то поверхности коллекторы перекроются более молодыми непроницаемыми отложениями, то образуется стратиграфически экранированная ловушка (рис. 1 в). В природе встречаются случаи, когда линзы проницаемых пород, например, песчаников, окружены непроницаемыми - глинами. В этом случае образуется литологически экранированная ловушка (рис. 1 г).

Рис. 1

1.1 Понятие о тектонических нарушениях в земной коре, их причины

Движения, происходящие в земной коре, бывают колебательными, складчатыми и разрывными. Колебательные и складчатые движения вызывают пластическое нарушение пластов горных пород, а разрывные движения вызывают разломы пластов горных пород.

Колебательные движения вызывают вертикальные перемещения, то есть поднятия и опускания одного участка земной коры относительно другого. Такие движения происходили с момента образования земли и происходят до настоящего времени. Из-за колебательных движений горизонтальное положение осадочных пород изменяется, образуются очень пологие прогибы (синеклизы), то есть образуются локальные нарушения горизонтальности. Образованные при этих нарушениях новые структуры называют локальными.

Складочные движения вызывают пластическое нарушение пластов горных пород, в результате чего образуются складки. Пласты в складках земной коры изогнуты волнообразно. При этом различают два вида складок синклинали и антиклинали. Складка, в ядре которой расположены более молодые пласты, чем по краям, называют синклиналью. Она бывает обращена изгибом (вершиной) вниз, пласты на крыльях ее падают навстречу друг другу.

Антиклиналь - это складка, ядро которой сложено из более древних пород, а по краям расположены более молодые породы. Антиклиналь обращена изгибом (вершиной) кверху. Пласты направлены от нее в обе стороны. Две соседние складки синклиналь антиклиналь образуют полную складку.

В процессе образования разрывных складок породы пластов часто не выдерживают действующих на них сил и разрываются, образуя трещины. Кроме трещин возникают сбросы, взбросы, сдвиги и надвиги. Сброс образуется тогда, когда одна часть складки опускается, а вторая остается на месте. При взбросе, наоборот, одна часть складок поднимается, а вторая остается неподвижной.

Разрывные движения в земной коре бывают вертикальные и горизонтальные, способствуют образованию сдвигов. Когда сдвиги горных пород в пластах происходят под небольшим углом наклона к горизонту, то в земной коре образуются надвиги.

1.2 Образование нефти и газа, химический состав

Нефть и газ - это тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. горючих органических пород.

Говоря о составе нефти, различают элементный, фракционный и групповой составы.

Основными ее элементами являются углерод ( 83...87 %) и водород (11...14 %). Наиболее часто встречающаяся примесь сера (до 7 %), хотя во многих нефтях серы практически нет. Сера содержится в нефти в чистом виде (самородная), в виде сероводорода или меркаптанов. Она усиливает коррозию металлов. Азота в нефтях не больше 1,7 %; он совершенно безвреден в силу своей инертности. Кислород встречается в нефти не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т.д.); его в нефти не более 3,6 %. Из металлов в нефти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и другие. Содержание металлов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти.

Фракционный состав нефти определяется при разделении соединений по температуре кипения. Фракцией (дистиллятом) называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров. Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается. Так, бензины выкипают в пределах 35...205 oC, керосины - 150...315 oC, дизельные топлива - 180...350 oC, масла - 350 oC и выше.

Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов и соединений.

Углеводороды представляют собой химические соединения углерода и водорода. Они бывают парафиновые, нафтеновые и ароматические. Парафиновые углеводороды (метан, этан, пропан и т.д.) имеют химическую формулу СnH2n+2 (n - число атомов углерода). При n от 1 до 4 парафиновые углеводороды являются газами, при n от 5 до 15 - жидкостями, при n ? 16 - при обычных температурах твердыми веществами. Твердые углеводороды метанового ряда называют парафинами. Температура их плавления составляет в основном 52…62 oC. В пластовых условиях парафины находятся в растворенном состоянии. Однако при снижении температуры, давления и выделении растворенного газа парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, создавая тем самым проблемы для ее фильтрации в пласте и движения в трубопроводах. В зависимости от строения и количества жидких парафиновых углеводородов в нефтях, свойства получаемых из них нефтепродуктов могут различаться довольно существенно. Нафтеновые углеводороды (цикланы) имеют химическую формулу СnH2n. В отличие от парафиновых углеводородов они имеют циклическое строение. Нафтеновые углеводороды присутствуют во всех фракциях нефтей. Они - важнейший компонент моторных топлив и смазочных масел (улучшают эксплуатационные свойства бензинов, уменьшают зависимость вязкости масел от температуры), а также сырье для получения ароматических углеводородов. Ароматические углеводороды (арены) имеют химическую формулу СnH2n-6 (при n ? 6). Циклическое строение ароматических углеводородов в отличие от нафтеновых характеризуется наличием двойных связей. Они также встречаются во всех фракциях, обладают хорошей растворяющей способностью по отношению к органическим веществам, но высокотоксичны.

Кроме углеводородов в нефти содержатся кислородные, сернистые и азотистые соединения. К числу основных кислородных соединений, содержащихся в нефтях, относятся нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые вещества. Нафтеновые кислоты вызывают коррозию металлов. Асфальто-смолистые вещества - это сложные высокомолекулярные соединения, содержащие кроме углерода и водорода кислород (до 2 %), серу (до 7 %) и азот (до 1 %). При обычных температурах они представляют собой малотекучее или твердое вещество с плотностью, превышающей плотность воды. Часть асфальто-смолистых веществ, растворимая в бензине, называется смолой, а нерастворимая - асфальтом.

Содержание сернистых соединений в отдельных нефтях доходит до 6%. Однако встречаются и малосернистые нефти.

Азотистые соединения представлены, в частности, порфиринами, которые, как считалось, образовались из хлорофилла растений и гемоглобина животных. Сторонники теории органического происхождения нефти видели в этом подтверждение своих взглядов.

Природные газы делятся на три группы:

- газы, добываемые из чисто газовых месторождений;

- газы, добываемые из газоконденсатных месторождений;

- газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений.

Все газы представляют собой смеси парафиновых углеводородов с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонентами, но в разных пропорциях. Газы чисто газовых месторождений наиболее легкие, они на 90 % и более состоят из метана. Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наиболее тяжелые, метана в них от 30 до 70 %. Газы газоконденсатных месторождений несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче, чем нефтяной газ; метана в них от 80 до 90 %.

Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода - не имеет запаха.

1.3 Нефтяные, газовые газоконденсатные месторождения в России

Россия занимает второе место в мире по запасам нефти первое место по запасам природного газа. Основные запасы нефти и газа сосредоточены в крупных геолого-географических образованиях - нефтегазоносных провинциях (НГП).

Западно-Сибирская НГП:

Уренгойское - 10,2 трлн м3 газа (открыто в 1966 г., введено в разработку в 1978 г.);

Ямбургское - 7 трлн м3 газа (открыто в 1969 г., разрабатывается с 1986 г.);

Заполярное - 3,5 трлн м3 газа (открыто в 1965 г., разрабатывается с 1972 г.);

Нефтяные:

Самотлорское - начапьный запас 2600 млн т ( открыто в 1965 г.);

также с начальным суммарным запасом около 1500 млн т, выделяют Федоровское, Мамонтовское, Варьеганское, Усть-Балыкское, Лянторское, Правдинское, Русское и Западно-Сургутское.

В Восточной Сибири:

В конце 1950-х годов в Якутии были открыты Верхневилюское Верхневилючанское газовые месторождения.Наиболее крупным в Восточной Сибири является Ковыктинское газоконденсатное месторождение.

Также выделяют Охотское НГП (Охотинское и Катанглинское месторождения), Волго-Уральская НГП (Ромашкинское, Новоелховское, Туймазинское нефтяные месторождения, Оренбургское газоконденсатное месторождение), Прикаспийская НГП (Астраханское газоконденсатное месторождение), Тимано-Печорская НГП(Вуктыльское газокондесатное месторождение, Чибьюское, Ярегское нефтяные месторождения), Северо-Кавказская НГП (Старогрозненское, Брагунское, Октябрьское нефтяные месторождения), Баренцево-Карское НГП (Штокмановское, Ледовое, Лудловское нефтяные месторождения, Ленинградское, Русановское газоконденстатные месторождения).

1.4 Понятие о геологическом разрезе скважины, геологическом профиле и структурной карте

Более детальную информацию о залежах и месторождениях дают структурные карты и геологические разрезы. Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли или подошвы продуктивного пласта. Для ее построения залежь рассекают множеством горизонтальных плоскостей и определяют контуры линий пересечения этих плоскостей с кровлей или подошвой продуктивного пласта. По характеру расположения изогипс можно судить о крутизне залегания пласта: чем они ближе друг к другу, тем положение пласта круче. Геологическим разрезом называют изображение геологического строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости. Различают геологические разрезы в виде геологического разреза скважины и в виде геологического профиля. Под геологическим разрезом скважины понимают геологическое описание и графическое изображение последовательности напластования пород, пройденных скважиной. Геологическим профилем называют графическое изображение строения месторождения в вертикальной плоскости. Это совокупность геологических разрезов скважин.

Наличие структурных карт и геологических разрезов дает более наглядное представление о строении недр, позволяет более обоснованно и успешно осуществлять бурение скважин, оптимизировать проектные решения по разработке месторождений.

1.5 Коллекторские свойства пород

Коллекторы - это любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при наличии перепада давления. Встречаются следующие типы коллекторов:

1) поровые, состоящие из зернистых материалов (пески, песчаники и др.), пустотами в которых являются межзерновые поры;

2) кавернозные, пустоты в которых образованы полостями-кавернами различного происхождения (например, образованными в результате растворения солей проникающими в породу поверхностыми водами);

3) трещиноватые, образованные из непроницаемых опор, но вмещающие в себя жидкости или газ за счет многочисленных микро- и макротрещин (трещиноватые известняки и др.);

4) смешанные (кавернозно-трещиноватые, трещиновато-поровые, кавернозно-поровые или кавернозно-трещиновато-поровые).

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые коллекторы. Неплохими способностями вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя могут обладать и другие типы коллекторов.

Покрышки - это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешанного происхождения, не нарушенные трещинами. Чаще всего роль покрышек выполняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть каменная соль и известняки.

Пористость горных пород понимается как наличие в ней пустот, трещин, коверн и пор, не заполненных твердым веществом. Пористость определяет способность горной породы вмещать в себя нефть, газ и воду.

Для характеристики пористости используется коэффициент, который показывает, какую часть из общего объема породы составляют поры. Все поры в зависимости от их размеров разделяются на сверхкапиллярные (> 508 мкм), капиллярные (508-0,2 мкм) и субкапиллярные (< 0,2 мкм).

В сверхкапиллярных порах вода, нефть и газ свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления.

Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водо- и нефтегазоупорными. По таким порам фильтрация жидкости невозможна. Движение нефти и воды в продуктивном пласте происходит лишь по сообщающимся поровым каналам размером > 0,2 мкм.

Пористость разделяют на общую, открытую и эффективную.

Суммарный объем всех пустот в горной породе (пор, коверн, трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической пористостью. Общая пористость измеряется коэффициентом пористости, который представляет собой отношение всего объема пор к объему породы в долях единицы или в процентах. Пористость породы характеризуется коэффициентом полной (абсолютной) пористости m n

m n = Vпор / V0 ,

где Vпор суммарный объем пор, V0 - видимый его объем.

Отношение суммарного объема всех пустот в породе ко всему объему породы называют коэффициентом пористости:

mn = Vпор / V0 *100 % ,

где Vпор _ суммарный объем всех пустот в породе, Vо - весь объем породы.

Суммарный объем всех пустот в породе зависит от формы зерен, составляющих горную породу, характера их взаимного расположения и наличия цементирующего вещества, цементирующего прослои между зернами. Форма частиц горной породы бывает самой различной. Если представить, что горная порода состоит из мелких, одинакового диаметра частиц, то суммарный объем пор в горной породе при этом будет зависеть только от взаимного расположения частиц горной породы.

Необходимо также учитывать, что между частицами породы присутствуют различные склеивающие прослойки, уменьшающие размер пор или полностью их перекрывающие.

Важным показателем для скопления в горных породах нефти, газа или воды является сообщаемость пор друг с другом. Чем больше сообщающихся пор, пустот и трещин в осадочной породе, тем лучше нефть, газ и вода перемещаются по пласту.

Некоторая часть пор в породе оказывается не связанной между собой. Такие изолированные поры не участвуют в разработке. В то же время изолированные поры в некоторых случаях могут быть заполнены газом или водой. В этой связи выделяют открытую пористость - отношение объема открытых пор к объему породы. Некоторые каналы исключаются из процесса движения флюида (нефть, газ) и оказываются неэффективными ввиду их малого диаметра, величины смачиваемости стенок канала и т.д. Отношение объема эффективных пор к объему породы называется эффективной пористостью (доли единиц или проценты).

Пределы изменения пористости горных пород.

№ п/п	Породы	Коэффициент пористости, доли единиц
1.	Песчаник	0,035-0,290
2.	Известняки и доломиты	0,005-0,330
3.	Песок	0,060-0,520
4.	Глина	0,060-0,500
5.	Глинистые фланцы	0,005 - 0,014

Открытые поры в горной породе содержат нефть, газ и воду, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Отношение общего объема всех пустот в горной породе Vn', заполненных нефтью, газом или водой, к суммарному объему всех пустот в породе Vn называют коэффициентом насыщения:

Rн = Vn'/ Vn*100%

Этот коэффициент характеризует объем сообщающихся пор в осадочных горных породах. Чем больше коэффициент насыщения, тем больше нефти или газа находится в данном продуктивном пласте. С увеличением глубины залегания насыщение пор нефтью, газом и водой и движение их по поровым каналам зависят от размера пор. В поры большого диаметра нефть и вода проникают легко. Под влиянием сил тяжести они могут перемещаться по поровым каналам на большие расстояния. Для проникновения жидкости в поры с малым диаметром (капиллярные поры) требуется большее давление. Движение жидкости по поровым каналам при этом становится трудным.

Способность горной породы пропускать через себя при перепаде давлений жидкость и газ называют проницаемостью.

Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:

V = (R/µ)*(P/L) ,

где: v - скорость линейной фильтрации, R - коэффициент проницаемости, µ- динамическая вязкость жидкости, Р - перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по направлению движения жидкости.

Проницаемость нефтяных коллекторов изменяется в больших пределах. Проницаемость пород большинства нефтяных месторождений колеблется в пределах 0,1-2 мкм2. Проницаемость одного и того же коллектора может иметь разные значения. Не проницаемыми являются глины и глинистые породы. Проницаемость пород пласта по простиранию больше, чем проницаемость их поперек напластованию. Это объясняется большей уплотненностью пород перпендикулярно к напластованию.

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ, вода или их смесь. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет меняться в зависимости от количественного или качественного состава фаз в смеси.

Для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды, наблюдающаяся при фильтрации только одной фазы (жидкость или газ), которой заполнена пористая среда. При этом между пористой средой и фазой (жидкость, газ) отсутствует физико-химическое взаимодействие.

Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды только для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от физико-химических свойств пористой среды и каждой фазы в отдельности, от процентного содержания фаз в системе и существующих градиентов давлений и др.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

Породы бывают хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород не существует. Пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость определяет способность жидкостей и газов передвигаться по поровым каналам горных пород. Хорошо проницаемые горные породы - это пески, рыхлые песчаники, трещинные и кавернозные известняки и другие.

Плохо проницаемые породы - это глины, гипсы, сланцы, ангидриты, глинистые известняки, конгломераты с глинистым цементом.

Пористые и трещинные горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть их вместилищем, называются коллекторами. Для сосредоточения нефти и газа в пластах и формирования месторождения необходимо, чтобы сверху и снизу коллектор был перекрыт плотными непроницаемыми породами, способными не допускать перетоков нефти и газа из данного коллектора в другие пласты. Коллектор, перекрытый непроницаемыми кровлей и подошвой, называют природным резервуаром.

Пластовые давления и температура

Нефть, газ и вода в пласте находятся под давлением, которое называется пластовым. От пластового давления зависит запас пластовой энергии и свойства нефти и газа в пластовых условиях. Величина пластового давления зависит от глубины залегания продуктивного пласта вышележащих горных пород (горное давление), тектонических сил, температуры, химических процессов в данной конкретной залежи. Горное давление на нефть и газ передается через минералы, слагающие горные породы. В изолированном непроницаемыми горными породами пласте горное давление приведет к созданию аномального, выше гидростатического, пластового давления. Тектонические силы могут привести к повышению или понижению пластового давления по сравнению с гидростатическим в результате перемещения пласта.

Влияние температуры сводится к разрушению сложных углеводородов (из которых состоит нефть и газ) и образованию большого числа простейших молекул, что приводит к увеличению объема жидкости (нефть, вода) и газа и, соответственно, к росту пластового давления в изолированном пласте.

Изменение температуры может привести к химическим реакциям, которые, соответственно, приводят к цементации пласта и снижению пористости и, как следствие, к повышению давления в изолированном (закрытом) пласте.

Если известна плотность жидкости и газа, пластовое давление определяют расчетным путем. Если скважина заполнена жидкостью и не переливает (не фонтанирует), пластовое давление определяется как гидростатическое:

Pm = H.p.g,

где Рпл - начальное пластовое давление, Па; Н - глубина залегания пласта, м; р - плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения тела (g = 9,81 м/с2).

Если скважина переливает (фонтанирует), то

Pnл=H*p*g + Py,

где Ру - давление на устье скважины, Па.

Если уровень жидкости в скважине не доходит до устья, то

Pnл = HlPg,

где H1 - высота столба жидкости в скважине, м.

Давление в пласте относят к одной из плоскостей. За такую плоскость принято считать уровень моря или первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте. Пластовое давление, отнесенное к условной плоскости, называют приведенным пластовым давлением.

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений необходимо знать некоторые виды давлений, которые влияют на технологические процессы:

Статическое давление на забое скважины. Статическое давление - это давление в скважине, устанавливающееся после длительной ее остановки. Статическое давление равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой (по вертикали), равной расстоянию от уровня жидкости в скважине до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимают середину интервала перфорации пласта. Статическое давление часто называют пластовым давлением.

Статический уровень. Уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее длительной остановки и открытом устье, называется статическим уровнем.

Динамическое давление на забое скважины. Динамическое давление на забое скважины - это давление, установившееся на забое в процессе отбора жидкости или газа, а также во время закачки в скважину объекта воздействия (вода, полимеры, теплоносители и так далее). Динамическое давление на забое часто называют забойным давлением.

Динамический уровень жидкости в скважине. Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине, называется динамическим уровнем.

Среднее пластовое давление. Среднее пластовое давление дает представление о состоянии пласта, его возможностях по отборам нефти и газа, а также указывает на эффективность проведения тех или иных ГТМ, способствующих рациональной разработке данной залежи.

Статическое давление, замеренное в разных точках пласта, характеризует локальные пластовые давления в этих точках отбора, которые могут быть различными вследствие неоднородности пласта, разной степени выработанности, степени воздействия на залежь заводнением или другими агентами и так далее.

В этой связи пользуются термином среднее пластовое давление.

Начальное пластовое давление. Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в период пробной эксплуатации, называется начальным пластовым давлением.

Текущее пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление изменяется в результате увеличения или ограничения объема закачки агента воздействия, увеличения или ограничения отбора нефти и газа и так далее. Поэтому для более точной оценки состояния объекта эксплуатации в разное время определяют среднее пластовое давление и строят графики изменения этих давлений во времени. Это давление называют текущим пластовым давлением.

Кроме вышеперечисленных пластовых давлений в процессе разработки залежи вводятся понятия давления на линии нагнетания и на линии отбора жидкости из пласта.

В процессе разработки нефтяных месторождений проводится систематический контроль за состоянием пластового давления, по результатам которых судят о состоянии пластового давления и при необходимости вносятся коррективы по увеличению или сокращению объемов закачки агента воздействия на пласт, или иные меры по регулированию процесса разработки как на отдельных участках, так и в целом по месторождению.

Пластовое давление в скважинах замеряется глубинными манометрами, которые спускаются в скважину на скребковой проволоке.

Температура на поверхности земли различна и изменяется в значительных пределах. Она зависит от освещенности солнцем. Колебания температуры на земной поверхности вызывают изменения температуры на небольшой глубине. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее одного метра, а годовые - на глубине примерно 15 метров. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянно и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины земли. Границей раздела температуры на поверхности земной коры, зависящей от солнца и внутренних тепловых полей земли, является слой с постоянной положительной или отрицательной температурой.

Ниже слоя с постоянной отрицательной температурой залегают многолетние мерзлые породы (породы вечной мерзлоты). Толщина таких пород колеблется и на некоторых участках достигает 500-700 м. На земном шаре такие породы занимают около 10% поверхности суши земли, а в России - более 40%. Температура ниже слоя с постоянной положительной температурой возрастает с глубиной. Изменение глубины, которой соответствует повышение температуры на 1°, называется геотермической ступенью. В среднем она равна 33 метрам. Для характеристики изменения температуры с глубиной пользуются геотермическим градиентом. Геотермический градиент - это прирост температуры горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной положительной температуры. Геотермический градиент принято считать равным 3° С. Знать температуру по разрезу залежи важно при бурении скважин, при составлении технологических схем разработки месторождений и в процессе эксплуатации залежи при проведении различных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

2. Методы исследования скважин

нефть месторождение газ скважина

В процессе разработки месторождений в нефтяных залежах постоянно происходят изменения. Пластовое давление, в зависимости от состояния воздействия на залежь повышается или снижается, идет обводнение добываемой продукции, изменяется проницаемость призабойной зоны пласта, изменяется температура пласта и так далее. В связи с этим необходимо иметь постоянно обновляющуюся информацию о скважине и объекте разработки. От своевременной и достоверной информации зависит принятие правильных решений по внесению необходимых коррективов в разработку месторождения, а также проведение тех или иных геолого-технических мероприятий. Для интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения на скважинах в процессе их эксплуатации проводят ремонтно-изоляционные работы, гидравлический разрыв пласта, щелевую разгрузку пласта, тепловые и кислотные обработки и так далее.

Чтобы судить о технологической и экономической эффективности проведенного геолого-технического мероприятия проводят исследования до и после проведения мероприятия.

В настоящее время для изучения гидродинамических свойств пластов нефтяных и газовых месторождений используют следующие методы:

- геофизические методы исследования скважин различными методами каротажа;

- гидродинамические методы исследования скважин и пластов;

- термодинамические методы исследования скважин.

Гидродинамические исследования - виды технологических операций.

Гидродинамические и термодинамические исследования скважин позволяют получать информацию о коллекторских свойствах и строении продуктивных пластов как по всей толщине, так и их призабойных зон, а также наблюдать за положением контуров нефтеносности и газоносности в процессе разработки залежей.

Представление о гидродинамических или, так называемых, фильтрационных свойствах нефтеносной и водоносной частей пласта позволяют вести постоянный контроль за разработкой залежи в целом, а так же работой каждой нефтяной и нагнетательной скважины в отдельности. Параметры пластов определяют по дебитам жидкости и газа в зависимости от изменения забойных давлений или дебитов скважин во времени.

В промысловой практике применяют следующие методы исследования:

Исследование скважин при установившихся режимах исследования на приток, когда показатели работы скважины в течение нескольких суток не изменяются.

Исследование при неустановившемся режиме работы скважин (метод прослеживания за уровнями кривой восстановления забойного давления).

Исследование профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Исследование скважин при установившихся режимах

работы скважин (метод пробных откачек)

Этот метод исследования скважин по предложению профессора В.Н. Щелкачева называется «метод установившихся отборов», его используют при исследовании нефтяных, газовых, газоконденсатных, нагнетательных скважин, эксплуатируемых при любых способах. При применении этого способа определяют зависимость дебита жидкости в добывающих или приемистости в нагнетательных скважинах (Q) от перепада пластового и забойного давлений АР при установившихся режимах работы скважины. Эти зависимости называются индикаторными диаграммами (линиями). За пластовое давление Pnjl принимают значения динамического пластового давления, установившегося в пласте между работающими скважинами. Для построения индикаторной диаграммы необходимо иметь две, три и более точек. Точка в начале координат получается, когда Рзаб = Рпп, т.е. скважина остановлена.

Индикаторные диаграммы могут быть прямолинейными, выпуклыми или вогнутыми по отношению к оси дебитов в зависимости от режима фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Исследование при неустановившихся режимах работы скважин

Определение параметров пласта и скважины при данном методе исследования скважин основано на использовании процессов перераспределения забойного давления после пуска или остановки скважины. Этим методом исследуют скважины при любом способе эксплуатации. После мгновенного изменения установившегося режима работы скважины (пуск или остановка скважины) замеряется скорость восстановления или падения забойного давления и строится график восстановления забойного давления во времени. По этому графику и величине установившегося дебита скважины до начала исследования рассчитывают основные параметры пласта, характеризующие его фильтрационную возможность.

Комплекс геофизических исследований скважин - основная цель.

Геофизические методы исследования скважин основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их флюидах при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при взаимодействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука. Геофизические методы исследования скважин дают значительную информацию как в процессе бурения скважины, ее заканчивании, а так и в процессе эксплуатации. Геофизические методы исследования скважины - это специфические работы, которые осуществляются специальными партиями геофизических предприятий.

Геофизические исследования скважин - это различного рода каротажи, то есть прослеживание за изменением той или иной величины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, снабженного соответствующей аппаратурой. Имеются следующие виды каротажа:

1. Электрокаротаж, который позволяет проследить за изменением самопроизвольно возникающего электрического поля в результате взаимодействия скважинной жидкости с породой, а также за изменением так называемого кажущегося удельного сопротивления этих пород.

Разновидности .электрокаротажа - это боковой каротаж - БК, микрокаротаж, индуционный каротаж - ИК. Эти каротажи позволяют находить отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропла- стки, дифференцировать горные породы по разрезу.

2. Радиоактивный каротаж - РК - основан на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственных), происходящих в ядрах атомов горных пород, насыщающих их жидкостей. Среди разновидностей радиокаротажа, чувствительных к наличию в горных породах и жидкостях тех или иных химических элементов, является гамма-каротаж ГК и ГГК. ГК дает каротажную диаграмму интенсивности естественной радиоактивности вдоль ствола скважины, что позволяет дифференцировать породы геологического разреза по этому признаку.

Гамма-гамма-каротаж (ГГК) фиксирует вторичное, рассеянное породами, гамма-излучение в процессе их облучения источником гамма-квантов, находящихся в спускаемом в скважину аппарате. Гамма-каротажи позволяют косвенно определять пористость коллекторов, а также обнаруживать в столбе скважинной жидкости поступление воды.

В промысловой практике для определения движения воды в заколонном пространстве, местоположения очага обводнения, изучения закономерности распространения коллекторов на месторождении, установления гидродинамической связи между отдельными объектами разработки, выявления зон трещиноватости, определения высоты подъема цемента в заколонном пространстве и так далее используется метод радиоактивных изотопов.

3. Нейтронный каротаж (НК) основан на взаимодействии потока нейтронов с ядрами элементов горных пород. Прибор, спускаемый в скважину, содержит источник быстрых нейтронов и индикатор, удаленный на 0,5 м от источника и изолированный экранной перегородкой.

Нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НГ-Т) и над- тепловым нейтронам (НГ-Н) дает дополнительную информацию о пласте и пластовых жидкостях.

4. Акустический каротаж (АК) позволяет определять упругие свойства горных пород. При этом каротаже в скважине возбуждаются упругие колебания, которые распространяются в окружающей среде и воспринимаются одним или несколькими приемниками, расположенными в этом же спускаемом аппарате.

Зная расстояние между источниками колебания и приемником, можно определить скорость распространения упругих колебаний и их амплитуду, то есть затухание. Выделяется три модификации акустического каротажа: по скорости распространения упругих волн, по затуханию упругих волн и акустический каротаж для контроля цементного кольца и технического состояния скважины.

5. Другие виды каротажа.

Ковернометрия, то есть измерение фактического диаметра необсаженного ствола скважины и его изменение вдоль ствола. В сочетании с другими видами каротажа ковернограмма указывает на наличие проницаемых и непроницаемых пород. Коверно- граммы в сочетании с другими методами хорошо дифференцируют разрез, так как хорошо отражают глинистости и проницаемости разреза.

Термокаротаж позволяет определять распределение температуры в обсаженной или необсаженной скважине. Термокаротаж позволяет дифференцировать по температурному градиенту и соответственно по тепловому сопротивлению. Охлаждение или нагрев ствола скважины при закачке воды или теплоносителя позволяет получить новую информацию о теплоемкости или теплопроводности пластов.

Термокаротаж позволяет определять: местоположение продуктивного пласта, газонефтяной контакт, зоны разрыва при гидравлическом разрыве пласта, места потери циркуляции в бурящейся скважине или дефекта в обсадной колонне, зоны поглощения воды и газа при закачке и так далее.

2.1 Назначение и сущность ГИС

Повседневное, целенаправленное проведение исследований за работой нефтяных и нагнетательных скважин и их анализ позволяют своевременно вносить коррективы в разработку нефтяных и газовых месторождений для рациональной их разработки с целью получения высоких коэффициентов конечного нефтеизв- лечения.

Множество существующих методов и способов исследования работы скважин предназначены для получения достоверной информации об объекте разработки, условиях и интенсификации притока нефти, воды и газа в скважину, процессах и изменениях, проходящих в пласте. Эта информация позволяет своевременно принимать правильные решения по осуществлению рациональных способов разработки месторождений, принимать экономически обоснованные способы добычи и методы воздействия на залежи нефти, выбирать необходимое оборудование для подъема жидкости из скважин и т.д.

В процессе разработки месторождений в нефтяных залежах постоянно происходят изменения. Пластовое давление, в зависимости от состояния воздействия на залежь повышается или снижается, идет обводнение добываемой продукции, изменяется проницаемость призабойной зоны пласта, изменяется температура пласта и так далее. В связи с этим необходимо иметь постоянно обновляющуюся информацию о скважине и объекте разработки. От своевременной и достоверной информации зависит принятие правильных решений по внесению необходимых коррективов в разработку месторождения, а также проведение тех или иных геолого-технических мероприятий. Для интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения на скважинах в процессе их эксплуатации проводят ремонтно-изоляционные работы, гидравлический разрыв пласта, щелевую разгрузку пласта, тепловые и кислотные обработки и так далее.

Чтобы судить о технологической и экономической эффективности проведенного геолого-технического мероприятия проводят исследования до и после проведения мероприятия.

2.2 Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

Система технического обслуживания - комплекс мероприятий, обеспечивающий бесперебойную работу скважин и находящегося в ней оборудования.

Система технического обслуживания включает три вида работ:

профилактический осмотр, во время которого выявляются и устраняются отдельные нарушения в работе скважины и оборудования, не приведшие к остановке;

восстановительный ремонт, во время которого устраняются нарушения, приведшие к остановке скважины;

капитальный ремонт, требующий длительной остановки скважины и проведения большого объема работ.

Все виды работ должны планироваться и выполняться по графикам.

Однако вследствие ряда причин ремонты часто приобретают аварийный характер, т.е. требует немедленного проведения.

В должностные обязанности оператора входит проведение осмотра оборудования и устранения некоторых нарушений.

ОБСЛУЖИВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Обслуживание фонтанных скважин включает следующий перечень работ:

осмотр фланцевых соединений на устьевой арматуре, рабочих манифольдах и подтяжка гаек;

контроль за давлением в затрубном пространстве, на лубрикаторе и выкидном трубопроводе;

осмотр задвижек и устранение течи в сальниках, уборка территории скважины;

очистка насосно-компрессорных труб от парафина с помощью скребков;

выпуск газа из затрубного пространства в выкидной трубопровод;

участие в операциях по промывке, депарафинизации и других технологических операциях, связанных со скважиной;

проведение исследования скважин: замер динамического уровня жидкости в затрубном пространстве;

-отбор пробы;

-замер дебита жидкости.

Некоторые виды работ требуют привлечения соответствующей техники: промывочного или депарафинизационного агрегата. Поэтому в задачу оператора входит установить необходимость в его заказе и сообщить через диспетчера руководству цеха.

Оператор должен принять участие в проводимой работе, а иногда и возглавить ее.

Работы по замене штуцера, замене прокладок, смене задвижек выполняются ремонтной группой, а если таковой в структуре цеха не имеется, то не менее, чем двумя операторами.

ОБСЛУЖИВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Профилактический осмотр устьевого оборудования газлифт- ной скважины аналогичен по цели и исполнению работе на фонтанной скважине. Кроме того, необходимо:

осмотреть газопровод, по которому газ подается к скважине;

осмотреть оборудование газораспределительной батареи;

проконтролировать давление газа на входе в скважину и при отклонении этой величины от нормальной, установить причину;

по графику производить замер дебита скважины;

проконтролировать работу газлифтных клапанов.

Необходимо иметь в виду, что в газлифтных скважинах часто образуются гидратные пробки, представляющие собой смесь воды, конденсата, парафина, мехпримесей. Способствуют гид- ратообразованию различные дросселирующие устройства, а в скважинах - интервалы вечной мерзлоты.

Гидратообразование вызывает:

повышение давления до пробки;

снижение дебита скважины;

снижение давления выше пробки.

Оператор должен сообщить о своих подозрениях руководству цеха и после его разрешения попытаться устранить пробку, вводом в предполагаемый интервал скважины ударной дозы химреагента.

При необходимости осуществить переключение скважины в распределительном пункте на давление, установленное регламентом.

Обслуживание скважин, оборудованных плунжер-лифтом требуют соблюдения следующих требований:

не реже одного раза в неделю проверять работу плунжера;

не реже одного раза в месяц извлекать плунжер для профилактического осмотра;

контролировать состояние электропитания нагревательной ленты и состояние щелочных батарей;

ежедневно стравливать конденсат из газосепаратора.

ОБСЛУЖИВАНИЕ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ УШГН

Скважины, эксплуатируемые штанговыми насосами, требуют от обслуживающего персонала, и в первую очередь - от оператора, повышенного внимания вследствие наличия движущегося и вращающегося оборудования.

Оператор самостоятельно в соответствии с графиком профилактического осмотра выполняет следующие виды работ:

оценивает герметичность устьевой арматуры, задвижек, клапанов и устраняет утечки;

контролирует давление в затрубном пространстве, в выкидном трубопроводе и при наличии отклонений от нормы устраняет причины;

оценивает надежность работы отдельных узлов СК, канатной подвески, полированного штока, электродвигателя, противовесов.

Устанавливает:

нагрев полированного штока;

наличие масла в редукторе СК;

перегрев электродвигателя;

неравномерный гул и вибрацию двигателя СК;

состояние канатной подвески;

натяжение клиноременной передачи.

Оператор систематически:

очищает территорию и устье скважины;

устанавливает указатели на всех подземных коммуникациях, расположенных на территории скважины;

принимает участие вместе с мастером добычи в сдаче скважины в ремонт и приемке из ремонта по акту.

При приемке скважины из ремонта необходимо:

убедиться в наличии стабильной подачи насоса в пределах запланированного дебита;

провести динамографирование;

проверить герметичность соединений и устьевого сальника;

отбить динамический уровень и проследить за его изменением во времени;

проверить положение полированного штока относительно оси скважины;

убедиться в чистоте территории, наличии на арматуре и коммуникациях требуемого количества болтов, гаек, клапанов, задвижек, демонтированных в процессе ремонта.

2.3 Основы технологии добычи нефти и газа

Общие сведения о методах добычи нефти и газа. Основные сведения о разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Основным процессом в добыче нефти и газа является подъем газожидкостной смеси на дневную поверхность. При всех способах добычи нефти газожидкостная смесь движется по насосно-компрессорным трубам (НКТ) от забоя до устья скважины. При подъеме газожидкостной смеси из нее выделяется газ.

Способы добычи нефти в зависимости от пластового давления, физических свойств нефти, коллекторских свойств продуктивного пласта и т.д. подразделяются на:

Фонтанный, когда нефть поднимается на поверхность под давлением природной (пластовой) энергии.

Газлифтный, когда нефть поднимается за счет газа, нагнетаемого в скважину.

Насосный или механизированный, когда нефть поднимается на поверхность с помощью насосов, таких как:

глубинных с приводом от станков-качалок (НГН);

электроцентробежных (ЭЦН);

винтовых;

гидропоршневых.

Разработка нефтяных месторождений

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение залежи наивысшего количества нефти, газа, конденсата и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях.

Чаще всего нефтяные и газовые месторождения состоят из нескольких залежей, расположенных одна над другой. Но бывают и исключения, когда отдельные пласты или залежи залегают самостоятельно, независимо от других залежей.

Существует множество систем разработки нефтяных и газовых залежей, отличающихся друг от друга. Поэтому перед началом разбуривания и ввода месторождения в разработку необходимо выбрать наиболее рациональную систему, обеспечивающую получение наилучших технико-экономических показателей.