Основы нефтегазового дела
Пермский государственный технический университет
Горно-нефтяной факультет
Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений
Контрольная работа
по дисциплине
ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ДЕЛА
Выполнил: студент группы РНГМу-05-1 Сивинцев Виталий Викторович
Преподаватель: доцент кафедры Гребнев Виктор Дмитриевич
Пермь 2010
Содержание
- Понятия: «месторождение», «ловушка», «залежь», «пласт».
- Пористость, проницаемость, трещиноватость горных пород.
- Силы, двигающие и удерживающие нефть в пласте.
- Режимы работы пластов.
- Нефть, химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор.
- Природный углеводородный газ, попутный или нефтяной газ. Их физико – химические свойства, различие состава.
- Технологический процесс добычи нефти. Схема сбора и транспорта нефти и газа на нефтепромысле.
- Технологический процесс добычи природного газа.
- Подготовка нефти на промыслах.
- Нефтедобывающие скважины. Их технологические функции.
- Газодобывающие скважины.
- Нагнетательные скважины для закачки воды с целью поддержания пластового давления.
- Приток нефти к скважинам.
- Приток газа в скважину.
- Системы разработки залежей.
- Три основных параметра характеризующих систему разработки (плотность сетки скважин, параметр А.П. Крылова, соотношение нагнетательных и добывающих скважин).
- Стадии разработки месторождения. Контроль и регулирование процесса разработки.
- Технологические режимы работы нефтедобывающих и нагнетательных скважин.
- Основные осложнения возникающие при добыче нефти
- Основные осложнения возникающие при добыче природного газа.
- Геолого-промысловые исследования скважин в процессе эксплуатации.
- Понятие о гидродинамических методах исследованиях скважин, получаемые параметры.
- Увеличение производительности добывающей скважины (основные виды обработок призабойной зоны пласта).
- Системы поддержания пластового давления.
- Подземный ремонт скважин (в соответствии с действующим классификатором).
- Перечень документации на основании которой осуществляется ввод месторождения в разработку.
- Охрана природы и геологической среды при добыче нефти и газа.
1. Понятия: «месторождение», «ловушка», «залежь», «пласт».
Месторождение - это одна или несколько залежей, приуроченных к ограниченной площади, генетически связанных между собой и обязанных своим происхождением общим геологическим факторам. Если месторождение однозалежное, то понятия «залежь» и «месторождение» - синонимы.
Ловушка – часть природного резервуара, в которой возникают условия, способствующие образованию и сохранению скоплений нефти и газа. Среди ловушек выделяются структурные (антиклинальные) и неструктурные (литологического, стратиграфического, рифогенного типов). В геологической среде широко развиты ловушки комбинированного типа.
Залежь – естественное локальное скопление нефти или газа, занимающего часть природного резервуара (ловушку). Залежь нефти и газа образуется в той части природного резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому. Газ, нефть и вода располагаются в природном резервуаре в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в кровельной части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а затем водой. По фазовому состоянию залежи могут быть: однофазными – содержат один флюид (нефть или газ); смешанными – нефтяные с газовой шапкой, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные.
Пласт – это первичная форма залегания горных пород.
2. Пористость, проницаемость, трещиноватость горных пород.
Пористость – объем пустот в горной породе. Состоит из пор, поровых каналов между отдельными зернами и частицами породы, трещин, каверн и т. п. Численная величина пористости определяется отношением общего объема всех пустот в породе ко всему объему породы с пустотами.
Коэффициент пористости – Кп = Е W / V (сумма объема пор к общему объему).
Проницаемость – способность горных пород пропускать через себя жидкость и газ.
Трещиноватость горных пород – определяется раскрытостью трещин, их числом, интенсивностью растрескивания горной породы или густотой трещин. Пустота трещин в какой – либо точке пласта характеризуется объемной плотностью трещин.
3.Силы, двигающие и удерживающие нефть в пласте.
В нефтяных и газовых пластах до вскрытия их скважинами движение жидкости и газа отсутствует. Такие пласты находятся в состоянии статического равновесия, причем содержащиеся в них жидкости и газы располагаются соответственно их плотностям. В нефтяных пластах верхнюю часть занимает нефть, которая снизу подпирается водой. В нефтегазовых пластах в повышенных частях располагается газ, образуя газовую шапку, ниже залегает нефть, а еще ниже вода. В газовых пластах газ всегда залегает выше воды. Во всех случаях нефтяные и газовые пласты находятся под давлением, зависящим от глубины залегания пластов, и обладают тем или иным запасом потенциальной пластовой энергии.
При эксплуатации скважин равновесие в пласте нарушается: нефть и газ начинают перемещаться к зонам с пониженным давлением, т. е. к забоям скважин. Таким образом, при разработке нефтяных и газовых месторождений накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение нефти и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.
В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации нефтяной или газовой залежи пластовая энергия проявляется в виде сочетания тех или иных сил, способствующих движению жидкости и газа, которые заполняют пласт.
Во многих нефтяных залежах нефть движется под действием сил, вызванных напором краевой (контурной) или подошвенной воды. Краевая или подошвенная вода в процессе разработки залежи стремится проникнуть в зону пониженного давления, которая возникает у забоев эксплуатационных скважин, проталкивает нефть, заполняя освобождающиеся поры пласта.
В нефтяных залежах с большой газовой шапкой действуют силы, вызываемые напором и расширением сжатого газа. Давление газа, находящегося в газовой шапке, передается на зеркало газо-нефтяного контакта, а следовательно, и на весь объем нефти в залежи.
При снижении пластового давления газовая шапка расширяется и подобно поршню вытесняет нефть в нижнюю часть залежи.
В газовых пластах движение газа происходит под действием сил, возникающих при расширении газа, одновременно со снижением пластового давления. При этом может проявляться также напор краевых или подошвенных вод, подпирающих газ снизу.
При плохом сообщении пористого пространства нефтяной залежи с водонасыщенной зоной пласта движение нефти в ней происходит в основном под действием сил, возникающих при выделении из нефти растворенного газа и его расширении.
При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже если эта система не сообщается с поверхностью земли, пластовая энергия выражается в виде упругого расширения жидкости и горной породы при снижении давления в пласте.
В ряде нефтяных залежей, особенно на поздней стадии их разработки, основной движущей силой в пласте является сила тяжести: нефть стекает из повышенных частей пласта в пониженные, где располагаются забои скважин.
В процессе фильтрации жидкости через пористую среду возни- силы сопротивления ее движению; на преодоление этих сил затрачивается часть пластовой энергии. Основное сопротивление создается силами трения внутри жидкости и силами трения жидкости о стенки норовых каналов. Величина этих сил зависит в основном от вязкости жидкости и от размеров поровых каналов, т. е. от проницаемости пород пласта. Чем выше вязкость нефти и ниже проницаемость пород, тем больше пластовой энергии затрачивается на продвижение нефти по пласту. Поэтому для залежей, содержащих вязкую нефть и сложенных плохо проницаемыми породами, характерны низкие дебиты скважин.
Дополнительное сопротивление движению нефти создают пузырьки газа, когда они выделяются из нефти внутри залежи. Пузырьки газа, находящиеся в поровых каналах, закупоривают их и препятствуют движению нефти; перемещение этих пузырьков возможно при изменении их формы в соответствии с формой канала, а для этого должны быть приложены дополнительные силы. Поэтому движение газонефтяной смеси в пористой среде происходит с большими потерями энергии, чем движение однородной жидкости.
В мелких порах пласта большое значение приобретают капиллярные силы, удерживающие нефть.
Тот или иной вид пластовой энергии и характер ее проявления в процессе разработки нефтяной или газовой залежи определяют режим дренирования залежи.
4. Режимы работы пластов.
Название режиму принято давать в зависимости от преобладания в рассматриваемый период времени главной движущей силы в пласте.
Водонапорный режим. При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважинам под действием наступающей краевой воды. В идеальном случае при этом режиме залежь постоянно пополняется водой из поверхностных источников. Следовательно, условием существования водонапорного режима является связь продуктивного пласта с поверхностью земли или же с трещинами в ее поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода. Такие зоны соприкосновения продуктивного пласта с поверхностью могут находиться на расстоянии многих сотен километров от его нефтяной части.
При постоянном восполнении отбираемого из залежи объема жидкости и газа поверхностной водой пластовое давление в нефтяной части залежи остается неизменным и обычно выше, чем давление насыщения нефти газом; газ внутри залежи не выделяется и нефть в пласте движется в виде однофазной жидкости. Поэтому газовый фактор, или количество газа, приходящееся на каждую тонну извлекаемой нефти, за весь период эксплуатации залежи остается постоянным.
Если же отбор жидкости и газа из пласта не полностью компенсируется притоком воды извне, то пластовое давление в нефтяной части залежи в процессе эксплуатации будет снижаться, что может привести к выделению газа из нефти в пласте и уменьшению производительности скважин.
В залежи с водонапорным режимом водо - нефтяной контакт до ее разработки всегда занимает горизонтальное положение, а в процессе разработки движется к центру залежи под небольшим углом к горизонту.
Та часть залежи, которая находится над водо - нефтяным контактом, называется водоплавающей. В пологих складках водоплавающая часть залежи может достигать значительных размеров, а иногда встречаются и полностью водоплавающие залежи, в которых нет внутреннего контура нефтеносности и вода подпирает нефть снизу.
По мере отбора нефти из залежи водо - нефтяной контакт постепенно поднимается, а контуры нефтеносности стягиваются к центру залежи. Сначала обводняются скважины, близко расположенные к контуру нефтеносности, а в дальнейшем и скважины, находящиеся в центре залежи.
Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигнет забоев скважин, находящихся в наиболее повышенных частях залежи, и вместо нефти из всех скважин будет извлекаться только вода. Но и в этом случае, несмотря на то что все скважины, эксплуатирующие данную залежь, полностью обводнены, в пласте всегда еще остается значительное количество неизвлеченной нефти. Объясняется это тем, что в процессе совместного движения в пласте нефти и воды последняя, имеющая меньшую вязкость, будет неизбежно опережать нефть. Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водо - нефтяного контакта может распространиться процесс параллельного движения воды и нефти с постепенным возрастанием содержания воды в потоке. Этот процесс усугубляется еще тем, что нефтесодержащие породы в абсолютном большинстве случаев неоднородны по составу и проницаемости. Поэтому жидкость в пласте (нефть и вода) движется с большей скоростью в пропластках с лучшей проницаемостью. В результате всех этих процессов контур воды может продвигаться неравномерно к центру залежи, что приводит к образованию «языков обводнения».
Наличие «языков» воды сильно затрудняет планомерную эксплуатацию залежи. Залежь нефти преждевременно обводняется; отдельные «языки» воды могут соединиться друг с другом и разделить залежь на изолированные участки. В пласте могут остаться большие количества неизвлеченной нефти.
При пологом падении складки и при значительной ее мощности по мере продвижения контура воды вверх по восстанию поверхность водо - нефтяного контакта все возрастает и, наконец, вся подошвенная часть залежи может быть занята водой. Интенсивный отбор нефти из скважин в таких условиях способствует усиленному подъему и прорыву воды к забоям скважин снизу. В результате в скважины вместе с нефтью начинают поступать все большие количества воды, в призабойной зоне скважин образуются «конусы обводнения» и скважины в конце концов могут перейти на чистую воду при наличии в залежи еще больших количеств нефти.
В вертикальном разрезе
залежи часто встречаются отдельные пр
В этих прослойках и линзах могут оставаться «целики» нефтенасыщенной породы при почти полном заполнении водой большей части залежи. Извлекать в дальнейшем нефть из таких оставшихся целиков можно только при отборе больших количеств воды, которая будет частично увлекать за собой нефть при движении по пласту.
Благоприятными условиями осуществления водонапорного режима работы нефтяных залежей будут:
- хорошая сообщаемость между нефтяной и водяной частями
залежи; - хорошая проницаемость и однородность строения залежи;
- небольшая вязкость нефти;
- соответствие темпов отбора нефти, воды и газа из залежи
интенсивности поступления воды в нее.
При этих условиях возможно достигнуть наиболее равномерного продвижения водо - нефтяного контакта во всех направлениях, причем эффект вытеснения нефти водой будет максимальным.
Показателем эффективности отбора геологических запасов нефти из залежи служит «коэффициент нефтеотдачи», или отношение извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам. Практикой установлено, что при водонапорном режиме удается извлечь из нефтяной залежи до 80% общего количества нефти, заключенной в ней до начала разработки. Другими словами, коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с водонапорным режимом может достигать величины 0,8, что является довольно высокой цифрой. Неблагоприятные геолого-физические условия (высокая вязкость нефти, низкая проницаемость пород пласта, неоднородность пород, недостаточное пополнение залежи контурной водой и т. п.) способствуют снижению конечного коэффициента нефтеотдачи.
Упругий водонапорный режим. При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже если эта система сообщается с поверхностью земли, в первое время эксплуатации залежи пластовая энергия выражается в виде упругого расширения пластовой жидкости и вмещающей ее породы при снижении давления в пласте.
Дело в том, что объем воды при снижении давления на 0,1 Мн/м2 возрастает на величину от 1/20000 до 1/25000 первоначального объема; соответственно объем нефти увеличивается на 1/700 — 1/14000 первоначального объема в зависимости от газонасыщенности, а объем породы изменяется от 1/100000 до 1/50000 своей величины.
При снижении давления в залежи вода и нефть расширяются в объеме, а поровые каналы сужаются; при этом вода в пласте занимает место нефти, вытесняемой в скважины.
Несмотря на то что величина упругого расширения пластовой водонапорной системы при снижении давления в пласте ничтожно мала, все же это явление играет большую роль при эксплуатации нефтяных месторождений, так как в этом процессе принимают участие колоссальные объемы воды, окружающей и подпирающей нефтяную залежь.
В некоторых случаях запасы упругой энергии пласта могут быть самостоятельными источниками получения больших количеств нефти из пласта.
В залежах нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением освободившихся от нефти пор не наблюдается. Пластовое давление в таких залежах быстро падает, что приводит к выделению газа из нефти, и с течением времени режим работы залежи может перейти в газовый.
В таких залежах необходимо применять методы искусственного поддержания пластового давления.
Газонапорный режим. При газонапорном режиме, или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Этот процесс аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той только разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, в пониженные.
Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен.
Кроме того, вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью нефти, и в процессе вытеснения нефти и расширения газа в газовой шапке он может прорываться к скважинам, расположенным недалеко от газо-нефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать полезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому при газонапорном режиме необходимо тщательно контролировать работу скважин, расположенных вблизи газовой шапки, ограничивать их дебит, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважин вместе с нефтью, даже прекращать эксплуатацию таких скважин. Эти мероприятия позволяют экономно расходовать пластовую энергию и обеспечивать наибольшую отдачу нефти из пласта.
Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом при благоприятных условиях может быть доведен до 0,6. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с газонапорным режимом в повышенную ее часть нагнетают с поверхности газ, что позволяет поддержать, а иногда восстановить газовую энергию в залежи.
Режим растворенного газа. Газовый режим, или режим растворенного газа, характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в залежи и слабом поступлении в ее нефтяную часть краевой воды.
Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод также способствует проявлению газового режима, так как в этом случае вода не успевает занять освобождаемого нефтью объема и не играет роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.
Основной движущей силой при газовом режиме, как уже говорилось выше, является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью.
В начальный период извлечения нефти из такой залежи концентрация свободного газа в жидкости еще очень мала и начальный газовый фактор обычно равен количеству газа, растворенного в единице объема нефти. По мере снижения пластового давления из раствора выделяются новые порции газа, происходит его расширение. Газовый фактор возрастает, что ведет к излишнему и бесполезному расходованию запасенной в залежи энергии.
Так как вся используемая пластовая энергия заключена в растворенном в нефти газе, непрерывное расходование ее может происходить только при непрерывном падении пластового давления, а так как запас внутренней газовой энергии в любой залежи ограничен, давление сравнительно быстро падает до таких пределов, при которых дальнейшая эксплуатация скважин становится малоэффективной.
При режиме растворенного газа из залежи удается отобрать лишь 15-20% нефти от ее первоначальных запасов; для получения большего отбора приходится искусственно воздействовать на залежь путем закачки в нее с поверхности воды или газа.
Гравитационный режим. При полном истощении пластовой энергии единственной силой, заставляющей нефть двигаться по пласту, служит сила тяжести самой нефти. В этом случае нефть из повышенных зон пласта будет перетекать в пониженные и скапливаться там. Режим работы таких пластов называется гравитационным (от слова «гравитация», что означает сила тяжести).
Гравитационный режим
5. Нефть, химический состав, физические
свойства, давление насыщения, газосодерж
Нефть - вязкая маслянистая жидкость, обычно темного цвета с различной консистенцией и со специфическим запахом. Нефть представляет собой смесь жидких углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов с примесью сернистых, азотистых, кислородных соединений.
По химическому составу нефть является смесью следующих компонентов: углерод – 82-87%, водород – 11-14%, азот – 0,2-0,7%, сера – 0,09-0,5%.
Плотность нефти в пластовых условиях колеблется в пределах 0,3-1 г/ куб.см. По плотности нефти дифференцируются на легкие (плотность до 0,81), средние (0,81- 0,87), тяжелые (0,87-0,90) и очень тяжелые (с плотностью свыше 0,90). Вязкость нефти в пластовых условиях может принимать значения от 0 до 2000 мПа*с. Это свойство нефти имеет большое значение при выборе системы разработки залежи и при добыче. Газонасыщенность – количество растворенного в нефти газа в пластовых условиях. Пределы изменения этого параметра 30 – 500 и более куб.м / куб.м. Газовый фактор – количество газа, добытого при дегазации 1 куб.м нефти. Растворение газа в нефти при повышении давления протекает до определенного предела, т.е. до давления насыщения жидкости газом. Этот предел зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и температуры.
Давление, при котором начинается выделение из нефти первых пузырьков растворенного газа, называется давлением насыщения пластовой нефти.
6. Природный углеводородный газ, попутный или нефтяной газ. Их физико-химические свойства, различие состава.
Углеводородный газ – постоянны
Природный газ содержит большое количество неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, аргон, гелий и др.
Плотность газа по воздуху изменяется в пределах 0,73-1 г/ куб.см и определяется давлением и температурой. Вязкость газа очень мала и находится в прямой зависимости от температуры и давления. Газ обладает способностью растворятся в воде, нефти и др. жидкостях. Газ обладает способностью проникать и двигаться при небольших перепадах давления через тонкие каналы и отверстия даже впородах, обладающих очень низкой проницаемостью. Газ обладает теплотворной способностью.
7. Технологический процесс
Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Очень часто нефть и вода при интенсивном перемешивании образуют эмульсию — смесь, в которой мелко раздробленные капли воды находятся в нефтяной среде во взвешенном состоянии и поэтому не отстаиваются и не сливаются друг с другом.
В продукции газовых скважин, кроме газа, может содержаться жидкая фаза в виде капелек и паров воды, а в газоконденсатных скважинах также и жидкие углеводороды.
Кроме газа и жидкости в продукции скважин могут быть механические примеси: частицы песка и глины, выносимые из пласта, или крупинки твердых углеводородов — парафина, выделяющегося из нефти.
Для сбора нефти и газа, их транспортирования, отделения друг от друга и освобождения от посторонних примесей, а также для замеров добываемой продукции на территории промыслов строится система трубопроводов, аппаратов и сооружений, в которых выполняются следующие операции:
- сбор и замер продукции скважин;
- отделение (сепарация) нефти от газа;
- освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;
- транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых резервуарных парков и газа до компрессорных станций или
газораспределительных узлов; - обезвоживание (деэмульсация) нефти и в ряде случаев ее
обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее легких угле
водородов; - удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;
- учет добычи нефти и газа по нефтепромыслу и их сдача.
Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и обработки нефти и газа не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от местных условий: географического расположения промысла, расстояния между скважинами, объема добычи, способа эксплуатации скважин, качества добываемой нефти, ее обводненности и т. п.
8. Технологический процесс добычи природного газа.
Конструкцию газовых скважин для
каждого конкретного месторожде
На основании результатов исследований работы газовой залежи в целом и каждой скважины в отдельности устанавливают технологический режим эксплуатации скважин. Технологические режимы работы скважин должны обеспечить получение максимально возможного дебита их при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора газа условия работы залежи и скважин меняются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 3 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивой работе скважин этот период может быть увеличен до года и более.
Максимально допустимые отборы газа из скважин определяют по результатам испытаний этих скважин и опытной эксплуатации с учетом геологопромысловых особенностей залежи.
При установлении величины отбора газа из скважины исходят из следующих условий:
а) количество песка в струе газа должно быть таким, чтобы вынос песка не приводил к разрушению призабойной зоны пласта и разъеданию подземного и наземного оборудования;
б ) не допускается образование конусов обводнения, что может привести к прорыву подошвенной воды; величина предельной депрессии, при которой возможна эксплуатация без прорыва подошвенной воды, устанавливается при испытании скважины, а также на основании систематических исследований скважин с учетом конкретных геолого-эксплуатационных условий их работы;
