лекционный материал оператор. 2. Состав и свойства нефти и газа. Основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях Состав и свойства нефти
 Скачать 0.92 Mb.
|
|
Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов. Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой. Различают следующие виды пластовой энергии: Энергия напора краевых и подошвенных вод. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней. Упругая энергия пород и жидкостей. Гравитационная энергия (сила тяжести). Режимы работы нефтяных залежей Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи- отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте. В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений: 1. Водонапорный режим 2. Газонапорный режим 3. Режим растворенного газа 4. Упругий режим 5. Гравитационный режим 6. Смешанные режимы Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более. Газонапорный режим – движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Режим растворенного газа. При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4. Упругий режим – за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину. Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости. Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6 Гравитационный режим- нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2. Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии. Под разработкой нефтяного месторождения подразумевается весь комплекс работ, связанных с разбуриванием этого месторождения и извлечением нефти. 3. Сведения о бурении скважин. Элементарные сведения о конструкции нефтяных и газовых скважин Назначение скважин. Краткие сведения о бурении скважин. Скважиной называется цилиндрическая горная выработка в земной коре, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную длину и предназначенная для извлечения полезных ископаемых на поверхность. Начало скважины (на поверхности) называют устьем, ее конец- забоем. Все полое пространство от устья до забоя называется стволом. Скважины могут быть вертикальными или наклонно-направленными. В отдельных случаях бурят горизонтальные скважины. По назначению скважины делятся: 1) поисковые - для поисков новых залежей 2) разведочные - для изучения геологического строения и свойств продуктивных пластов с целью получения информации, необходимой для установления площадных размеров залежей и подсчетов запасов в них полезных ископаемых, а также для проектирования систем разработки 3) добывающие (эксплуатационные) – для извлечения из недр нефти и газа. 4) нагнетательные – для закачки в недра воды, воздуха или газа со специальными целями (поддержание пластового давления) 5) наблюдательные и контрольные – для наблюдения за ходом разработки залежи (для контроля Рпл, положения ВНК, ГНК) при помощи различных приборов, спускаемых в скважину 6) специальные: а) оценочные – для оценки нефтенасыщенности пластов, уточнения положения контуров нефтеносности и т.д. б) водозаборные – для водоснабжения буровых установок и систем нагнетания воды в продуктивные пласты  в) поглощающие – для сброса сточных вод в глубоко залегающие пласты, чтобы не загрязнять поверхностные водоемы г) зажигательные – для образования очагов подземного горения нефти при использовании тепловых методов разработки Способы бурения: механическое, термическое, физико-химическое, элетроискровое. Широкое применение: механический способ бурения: ударный, ударно-вращательный, вращательный. Вращательное бурение. Скважина высверливается непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей бурового раствора. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на: роторное – двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое колонной буровых труб; и бурение с забойным двигателем (турбиной) (гидравлическое или при помощи электрического бура) – двигатель переносится к забою скважины и устанавливается над долотом. Процесс бурения состоит из следующих операций: спуско- подъемных работ (опускание буровых труб с долотом в скважину до забоя и подъем буровых труб с отработанным долотом из скважины); работы долота на забое (разрушение породы долотом). Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранять стенки скважины от обвалов и разобщить нефтяные и водяные горизонты. Пробурив с поверхности земли скважину, на глубину 30-600 м, в нее спускают кондуктор, служащий для перекрытия слабых (неустойчивых) пород или верхних притоков воды и для создания вертикального направления ствола скважины при дальнейшем бурении. После спуска кондуктора проводят цементирование (тампонаж), т.е. закачивают цементный раствор через обсадные трубы в кольцевое пространство между ними и стенками скважины. Цементный раствор, поднимаясь вверх, заполняет затрубное пространство. После затвердения цементного раствора бурение возобновляется. В скважину спускают долото, диаметр которого меньше диаметра предыдущей обсадной колонны. Затем в пробуренную до проектной глубины скважину опускают колонну обсадных труб (эксплуатирующих колонну) и цементируют ее. Если при бурении под эксплуатационную колонну возникают большие осложнения, то после кондуктора спускают одну или две промежуточные (технические) колонны. Полный цикл строительства скважины: Подготовительные работы – устройство подъездного пути, планировка площади, устройство фундаментов и т.п. ВМР – строительство или перетаскивание вышки, монтажно–бурового оборудования, установка его на фундаменте. Подготовительные работы и бурение скважины. Бурение скважины – проходка и крепление. Испытание скважины на приток нефти (освоение). Демонтаж бурового оборудования. Буровая установка – сложный комплекс машин, механизмов, аппаратуры, металлоконструкций, средств контроля и управления, расположенных на поверхности. В комплект буровой установки входят: вышка для подвешивания талевой системы и размещения буровых труб, оборудование для СПО, оборудование для подачи и вращения инструмента, насосы для прокачивания промывочной жидкости, силовой привод, механизмы для приготовления и очистки промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и механизации СПО, КИПиА. В комплект буровой установки входят также металлические основания, на которые монтируется оборудование. Различные условия и цели бурения при наличии большого разнообразия глубин и конструкций скважин не могут быть удовлетворены одним типоразмером буровой установки, поэтому предусмотрены разные буровые установки. В ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» из-за природных условий (сильная болотистость, лесистость) применяется кустовое бурение на насыпных островах. При этом виде бурения устья скважин размещаются на площадке по одной прямой через каждые 3-5 м. Если в кусте более 6-8 скважин, то они обычно разделяются противопожарным разрывом в 50 м. В настоящее время в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» широко применяется бурение наклонно-направленных скважин и «зарезки» вторых стволов в существующих скважинах. В случае, если наклонно-направленная скважина заканчивается горизонтальным участком, то она называется горизонтальной. Процесс бурения называется горизонтальным. Для вскрытия продуктивных пластов (горизонтов) с целью их эксплуатации или опробования в эксплуатационной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи перфорации. Широкое применение получила перфорация фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов. Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию – вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового давления. Поэтому все работы по освоению скважины заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, бурового раствора и песка. Эти работы осуществляются разными способами в зависимости от характеристики пласта, величины пластового давления, количества газа, технической оснащенности. Не подлежат передаче следующие скважины: с негерметичной колонной; с цементным стаканом в колонне больше, чем предусмотрено проектом; с негерметичной обвязкой устья; с отсутствием цемента за колонной против эксплуатационных пластов; в аварийном состоянии. Требования при приемке скважин из бурения: Необходимо убедиться в наличии правильности оформления актов на опрессовку эксплуатационной колонны, головки, фонтанной арматуры, коллекторов от скважин до ГЗУ, спуска шаблона согласно плану освоение скважины, промывку на воду и нефть. Совместно с представителем УБР осмотреть оборудование устья скважины, обращая внимание на соответствие установленных колонной головки и фонтанной арматуры указанным в акте. Перечислить в акте все имеющиеся в наличии задвижки, шпильки, а для фонтанных и нагнетательных скважин указать наличие и состояние лубрикатора, площадки, лестницы. А также: Площадка куста в радиусе 25 м от устья скважины должна быть очищена от оборудования, металлолома, замазученности и так, чтобы верхняя кромка муфты кондуктора была на уровне земли. Фонтанная арматура должна быть установлена в одной плоскости. При приемке механизированных скважин убедиться в наличии и работоспособности не только наземного, но и подземного оборудования, При приемке нагнетательной скважины в отработку на нефть она должна быть обвязана как по нефти, так и по воде, на фланце водяного коллектора должна быть установлена заглушка. Шламовые амбары должны быть обвалованы и ограждены. В течение двух суток необходимо подписать акт приема скважины. Не подписывать акт приема скважины и передать свои замечания начальнику цеха, если в течение двух суток замечания не будут устранены. Понятие о конструкции скважин Число спущенных в скважину обсадных колонн и их размеры, а также диаметры ствола под каждую колонну в совокупности с интервалами их цементирования определяют понятие конструкции скважин. В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концентрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб:      Колонная головка   1 Направление (1)- для крепления верхнего интервала   с    твола скважины, вскрывающего рыхлые 2 слабоустойчивые породы. Диаметр колонны-426 мм,  глубина спуска до 50м  кондуктор (2)- для крепления верхних слабоустойчивых  3 пород разреза, изоляции верхних водоносных горизонтов от загрязнения. Диаметр колонны- 324мм ,глубина спуска до 500м промежуточная (техническая) (3) колонна для крепления стенок скважины и разобщения пластов. Диаметр колонны-219мм, глубина спуска до 2000м 4 эксплуатационная (4) колонна- для крепления стенок разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов. Основное назначение-  извлечение нефти и газа на поверхность. Диаметр колонны- 146; 139,7; 146; 168; 178 мм, спускается на глубину на 50м ниже проектного горизонта.  5 зумпф Глубина цементного стакана, остающегося в скважине  после цементирования эксплуатационной колонны, является искусственным забоем (5).  Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных труб с целью герметизации всех межтрубных пространств, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования. Методы повышения нефтеотдачи пластов. Разработка на естественных режимах эксплуатации дает низкий коэффициент конечной нефтеотдачи. Поэтому применяют следующие искусственные методы повышения нефтеотдачи : Гидродинамические методы: искусственное заводнение; циклическое заводнение. Физико-химические методы: заводнение с водорастворимыми ПАВ- для снижения поверхностного натяжения нефть-вода заводнение полимерами (загустители)- для выравнивания подвижности нефти и воды; заводнение мицеллярными растворами (микроэмульсии) – для снижения поверхностного натяжения между пластовыми жидкостями и жидкостями, используемыми для заводнения; заводнение растворами щелочей- для снижения поверхностного натяжения на границе нефть-щелочь, способность щелочных растворов образовывать стойкие водонефтяные эмульсии, которые обладают более высокой вязкостью, способствуют выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов. Область применения ограничивается при наличии в пластовых водах ионов Са+ (при реакции со щелочью образуется хлопьеобразный осадок); вытеснение нефти газом высокого давления – создание в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью; заводнение углекислотой – двуокись углерода СО2 растворяется в нефти, увеличивается ее объем и уменьшается вязкость, а растворяясь в воде наоборот повышает ее вязкость, тем самым выравниваются подвижности нефти и воды; сернокислотное заводнение – комплексное воздействие концентрированной серной кислоты как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и воду взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами приводит к образованию сульфокислот, которые являются анионами ПАВ). 3. Тепловые методы: вытеснение нефти паром или горячей водой внутрипластовое горение – образование и перемещение по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которых тепло генерируется в результате экзотермических реакций между нефтью в пласте и кислородом, содержащемся в нагнетаемом воздухе. Методы интенсификации притока Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добычи и увеличения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации притока. По характеру воздействия на призабойную зону пласта методы делятся на химические, тепловые, механические и комплексные (физико- химические). Основное назначение- увеличение проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов, образования новых и расширения старых пор, улучшения гидродинамической связи пласта со скважиной. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества. Наибольшее применение среди химических методов имеют солянокислотная обработка (СКО) и глинокислотная обработка (ГКО). СКО основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы . В результате на значительном расстоянии от ствола скважин развивается сеть расширенных поровых каналов, что значительно увеличивает Фильтрационные свойства призабойной зоны пласта и приводит к повышению продуктивности скважин. Применяется 6-20% водный раствор соляной кислоты. ГКО наиболее эффективна в коллекторах, состоящих из песчаников с глинистым цементом, представляет собой смесь плавиковой и соляной кислоты. При взаимодействии этой смеси с породой растворяются глинистые составляющие и частично кварцевый песок. Смесь содержит водный раствор: 8-10% соляной кислоты и 3-5% плавиковой кислоты. Разновидности кислотных обработок: кислотные ванны: простые и динамические(СКВ, ГКВ, ДСКВ, ДГКВ)- для очистки забоя, стенок скважины, перфорационных каналов от загрязнения; простые кислотные обработки (СКО, ГКО)- для очистки и расширения поровых каналов в призабойной зоне под давлением закачки, не превышающим давления опрессовки эксплуатационной колонны; кислотные обработки под давлением –под давлением закачки 15- 30 МПа с применением пакерирующих устройств для более глубокого проникновения в пласт кислотного раствора; пенокислотные обработки- применения аэрированного раствора кислоты для более глубокого проникновения в пласт кислотного раствора. Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина , смол, а также интенсификации химических методв обработки призабойных зон. К ним относится: закачка теплоносителей: нагретая нефть и нефтепродукты, вода с ПАВ, закачка пара (применение парогенераторных установок); спуск электронагревателей (ТЭН). К механическим методам воздействия относятся: гидравлический разрыв пласта- образование и расширение в пласте трещин длиной до 50-100м путем создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. Для предотвращени смыкания полученных трещин в пласт вводится крупно- зернистый песок или пропант. В результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин; гидропескостуйная перфорация- разрушение колонны и цементного кольца в виде канала или щели, создаваемые за счет абразивного и гидромониторного эффектов подачи жидкости с песком с высокой скоростью из насадок гидроперфоратора; виброобработка забоев- создание колебания различной частоты и амплитуды путем резких изменений расхода жидкости, прокачиваемой через вибратор, присоедененный к НКТ, спущенным в скважину, в результате которых в пласте расширяются поровые каналы, образуется сеть микротрещин. Комплексное (физико- химическое) воздействие-комплексное сочетание по механизму действия в одном технологическом приеме. К ним относятся: термокислотные обработки- воздействие на призабойную зону горячей кислотой, нагретой за счет теплового эффекта экзотермической реакции металлического магния с раствором соляной кислоты (применения специальных наконечников в виде перфорированной трубы, наполненной магниевой стружкой) , расплавление и удаления агрегатных структур, образованных асфальтосмолистыми и парафиновыми отложениями; внутрипластовая термохимическая обработка- комплексное сочетание элементов ГРП, СКО и тепловой обработок; термогазохимическое воздействие- сжигание на забое порохового заряда, спускаемого на кабеле, результатом которого образуются новые трещины и расширяются существующие под давлением пороховых газов и расплавляются асфальтосмолистые ,парафиновые отложения от нагретых пороховых газов. Используют бескорпусные пороховые генераторы давления ПГД-БК ( давление до 100 МПа) и аккумуляторы давления скважинные АДС-5 и АДС-6. |