задача. Основы нефтегазового дела by Зубарев В.Г. (z-lib.org). Основы нефтегазового дела

• Название: Основы нефтегазового дела
• Анкор: задача
• Дата: 11.06.2022
• Размер: 0.79 Mb.
• Имя файла: Основы нефтегазового дела by Зубарев В.Г. (z-lib.org).doc
• Тип: Учебное пособие; #585598
• страница: 3 из 6

ГЛАВА 4. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ И ГАЗА 4.1. Геология земной коры

Предполагается, что Земля состоит из нескольких оболочек: литосфе­ры (до глубин 5-70км), мантии (2850-2900км) и ядра (6378км).

Литосферу Земли называют земной корой. Это наиболее изученная часть Земли, играющая определяющую роль в жизни людей.

Земная кора сложена горными породами, состоящими из минералов.

Минералы - природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам. В земной коре содержится: до 25% силикатов, до 12% окислов, до 13% фосфатов, порядка 18% солей ортомышьяковой кислоты и ванадатов и другие минералы.

Горные породы - агрегаты минералов более или менее постоянного состава, образующие самостоятельные геологические тела.

По происхождению горные породы бывают: изверженные (магмати­ческие), осадочные и метаморфические (видоизмененные).

Нефтяные и газовые месторождения всегда связаны с осадочными породами, которые, в свою очередь, подразделяются на четыре группы:

- обломочные породы (галечник, гравий, песок, песчаник, глина и другие);

- породы химического происхождения (соли, выпадающие из раство­ров - туфы, железняки, гипс и другие);

- породы органического происхождения (известняки, мел);

- породы смешанного происхождения.

Характерным признаком залегания осадочных пород является их слоистость. В толще осадочных пород каждый слой (пласт) отделен от другого поверхностью напластования. Верхняя поверхность пласта назы­вается кровлей, нижняя - подошвой.

Первоначально горизонтально залегающие пласты затем подвергают­ся деформациям в результате движения земной коры. Движения земной коры могут быть колебательными, складчатыми и разрывными.

В результате колебательного движения образуются очень пологие прогибы (синеклизы) и вздутия (антиклизы).

Складчатое движение приводит к образованию складок (рис. 4.1).

При образовании складок пласты часто не выдерживают напряжений и разрываются, при этом пласты сдвигаются относительно друг друга (рис. 4.2).

С изменением расстояния от поверхности Земли возрастают давление и температура в пласте.


Рис 4.1. Схема складки сброс

Рис. 4.2. Схема разрывного движения пласта

Давление возрастает на 0.1 МПа при заглублении на 8-12 метров, в среднем на 10 м.

Приращение давления на 10 метров глубины называется гидростати­ческим градиентом (Г).

Используя гидростатический градиент, можно оценить давление в пласте

Я

рпл=————— , (4.1) 1000-Г

где Р_лл - давление в пласте, МПа;

Н - глубина залегания пласта, м;

Г = 0.08-0.12 - гидростатический градиент, МПа.

Температура в земной коре возрастает на 1 градус при заглублении на 11-120 м, в среднем на 33 м.

Приращение температуры на 1м глубины называют геотермическим градиентом.

До глубины Ь=10-40м расположен слой с постоянной годовой темпе­ратурой - нейтральный слой. Температура грунта в нейтральном слое на 1-2 градуса выше среднегодовой температуры воздуха. В таком случае тем­пература на любой глубине определиться зависимостью

1„_Л=1„+(Н-Ь) , (4.2)

где 1_ПЛ - температура в пласте, °С;

1„ - температура нейтрального слоя; Н - глубина залегания пласта, м; h - глубина нейтрального слоя, м.

4.2. Характеристика нефтяных и газовых месторождений

Месторождением называется совокупность залежей, приуроченная к единой геологической структуре.

Залежь - единичное скопление нефти и газа в горных породах.

Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для воды, нефти и газа и способные быть их вместилищами, называются коллекто­рами (пески, песчаники, известняки и другие).

Подавляющее большинство коллекторов заполнено водой. Нефть и газ мигрируют по коллектору до так называемых ловушек. Ловушки могут быть сводовыми или экранированными.

Сводовая ловушка образуется в антиклинали складки при наличии в кровле и в подошве пласта плохо проницаемых пород (рис. 4.3).

Экранированные ловушки могут быть стратиграфически экранированными (рис. 4.4а), тектонически экранированными (рис. 4.46) и литологически экранированными (рис.4.4в).

Рис. 4.3. Сводовая ловушка

Рис. 4.4. Экранированные ловушки

а) стратиграфически экранированные;

б) тектонически экранированные;

в) литологически экранированные.

Коллекторские свойства пород характеризуются их пористостью и проницаемостью.

Пористость горных пород характеризуется коэффициентом пористо­сти

K_n=100(V_n/V), (4.3)

где к_п - коэффициент пористости, % ;

V_n - суммарный объем перового пространства; V - объем породы

Коэффициент пористости зависит от формы зерен породы, их взаим­ного расположения и наличия цементирующих веществ. Наибольшая тео­ретически возможная величина к_п=47.6 %. Минимальная теоретическая величина, без учета цементирующих веществ, к_п=25.8 %. Количество жид­кости или газа, извлекаемое из пород, зависит от объема взаимосвязанных пор. Суммарный объем взаимосвязанных пор называется эффективной по­ристостью. Поры могут быть заполнены любыми веществами, кроме воды, нефти и газа. Степень насыщения горных пород водой, нефтью и газом ха­рактеризуется коэффициентом насыщения

K_H=100(V_nW),

(4.4)

где V,,' - объем пустот, занятый водой, нефтью и газом. Возможность перемещения воды, нефти и газа по коллектору харак­теризуется проницаемостью горных пород. Согласно закону Дарси

FtjL

(4.5)

где V - скорость фильтрации, м/с;

Q - расход жидкости или газа, м³/с;

F - площадь поперечного сечения образца породы, м ;

г/ - динамическая вязкость, Па с;

АР - перепад давления в образце породы, Па;

L - длина образца породы, м.

к - коэффициент проницаемости породы, м².

Видим, что при прочих равных условиях приток нефти или газа будет определяться коэффициентом проницаемости пород пласта.

4.3. Поиск и разведка месторояадений

Комплекс поисково-разведочных работ включает в себя полевые гео­логические, геофизические и геохимические работы с последующим буре­нием скважин.

Поисково - разведочные работы производятся в три этапа.

1. Общая геологическая съемка.

Производятся небольшие расчистки местности для обнажения корен­ных пород, что дает возможность получить представление о геологиче­ском строении современных отложений.

2. Детальная структурно-геологическая съемка.

Бурят картировочные и структурные скважины глубиной 20-400м для определения мощности наносных и современных отложений, а также для установления формы залегания слоев, сложенных коренными породами.

Далее производится разведка геофизическими и геохимическими ме­тодами.

Наиболее распространенными из геофизических методов являются сейсмическая разведка и электрическая разведка.

При сейсмической разведке по времени прихода отраженных волн судят об условиях залегания пород. Сейсмические волны создают путем взрывов в мелких скважинах. В настоящее время широко используется не взрывное создание сейсмических волн. В этих целях применяют источни­ки импульсной вибрации и электродинамические токи.

Электрическая разведка базируется на способности пород пропускать электрический ток. Известно, что граниты, известняки, песчаники, насы­щенные водой, хорошо проводят электрический ток, а эти же породы, на­сыщенные нефтью, практически не обладают электропроводностью. Зная величину сопротивления различных горных пород, можно по характеру распределения электрического поля определить последовательность и ус­ловия их залегания.

Электрические методы изучения недр Земли нашли широкое приме­нение при исследовании разрезов пробуренных скважин при так называе­мой электрометрии скважин. В скважину на специальном кабеле спускают электроды. Включают электрический ток и специальными приборами из­меряют разность потенциалов по всему стволу скважины. Путем сравне­ния показаний устанавливается глубина залегания и мощность пород, на­сыщенных нефтью.

Применение геофизических методов позволяет выявлять структуры, благоприятные для образования ловушек нефти и газа. Выделить из них наиболее перспективные, без осуществления бурения скважин, помогают геохимические методы исследования.

Оценка перспективности ловушек на нефть и газ производится геохи­мическими методами разведки: газовой и бактериологической съемкой.

Газовая съемка основана на диффузии углеводородов. Геохимики оп­ределяют на исследуемой площади содержание углеводородов в воздухе. Повышенное содержание углеводородов указывает на перспективность данной площади.

Биологическая съемка основана на поиске бактерий, пищей для кото­рых являются углеводороды. Анализ почв позволяет обнаружить места скопления этих бактерий, а следовательно, и перспективных на содержа­ние нефти и газа ловушек.

Таким образом, результаты газовой и бактериологической съемки взаимно дополняют друг друга, что обеспечивает реальность планирова­ния буровых работ на исследуемой площади.

3. Глубинное бурение скважин.

На перспективной площади производится бурение поисковых сква­жин. Получением из поисковых скважин притока нефти или газа заканчи­ваются поисковые работы и начинается детальная разведка открытого ме­сторождения.

На площади одновременно бурят оконтуривающие, оценочные и кон­трольно - исследовательские скважины для установления границ залежи и контроля за ходом разработки месторождения.

При наличии необходимого для разведки месторождения числа сква-жян заканчивается период поисково - разведочных работ и начинается пе­риод бурения эксплуатационных скважин, через которые будет осуществ­ляться добыча нефти или газа из недр Земли.

5. БУРЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН 5.1. Способы бурения скважин

Существует два способа бурения скважин: ударное и вращательное.

Бурение нефтяных и газовых скважин производится только враща­тельным способом.

При вращательном бурении скважина углубляется в результате одно­временного воздействия на породу крутящего момента и осевой нагрузки на долото, создаваемой частью бурильной колонны. В зависимости от типа долота производится либо сплошное разрушение всей массы породы (сплошное бурение) или только кольцевого пространства у стенок сква­жины (колонковое бурение). Образовавшийся при колонковом бурении цилиндр (керн) извлекается на поверхность, что позволяет изучить геоло­гическое строение пройденных пластов.

Существуют два способа вращательного бурения: роторный и с за­бойным двигателем.

При роторном бурении вращается вся буровая колонна от двигателя, установленного на поверхности.

При бурении с забойным двигателем буровая колонна остается не­подвижной и вращается только долото от двигателя, установленного над долотом. Широко используются два типа забойных двигателей: турбобур и электробур.

При турбинном бурении вращение вала турбобура происходит за счет преобразования гидравлической энергии промывочной жидкости. Турбо­буры выпускаются с наружным диаметром 104.5 и 240мм, с числом ступе­ней от 100 до 380. При частоте вращения 235-870 об/мин мощность на ва­лу составляет 14.7-136.1 кВт и перепад давления промывочной жидкости 3-8.2 МПа.

Забойные электродвигатели питаются от каоеля, проходящего внутри бурильной колонны. Диаметр электробура 164-290мм, длина 12-16 м. Но­минальная мощность электродвигателей составляет 62-228 кВт при часто­те вращения долота 145-325 об/мин. К электробурам подается электриче­ство напряжением 1050-1750 В.

По характеру разрушения пород используются долота трех типов (рис 5.1):

1) режущего и скалывающего типа - лопастные долота (а);

2) скалывающего и дробящего типа - шарошечные долота (б);

3) истирающего типа - алмазные долота.


Рис 5.1. Долота для бурения скважин

При бурении нефтяных и газовых скважин чаще всего используются шарошечные долота, которые выпускаются диаметром от 93 до 490 мм. В крепких и абразивных породах используются алмазные долота, позво­ляющие пробурить одним долотом 250-300 метров скважины, что в 15-20 раз больше, чем шарошечным долотом.

Все работы, связанные с бурением скважины, включают в себя:

1) подготовительные работы к монтажу вышки и оборудования (вы­бор места, прокладка подъездных дорог, линий электропередачи и связи, планирование площадки);

2) монтаж вышки и оборудования;

3) подготовительные работы к бурению скважины (установка направ­ления, опробование оборудования);

4) бурение скважины;

5) крепление сква/кины обсадными трубами;

6) заканчивание скважины;

7) демонтаж вышки и оборудования.

Процесс бурения состоит из следующих операций:

1) спуск бурильного оборудования в скважину;

2) вращение долота и разрушение породы;

3) промывка забоя скважины буровым раствором или продувка воз­духом;

4) наращивание буровой колонны;

5) подъем буровой колонны для замены долота.

5.2. Роторное бурение

Операции по бурению скважины выполняются с использованием установки (рис. 5.2), базой которой является буровая вышка. Ротор, получив вращение от двигателя, передает его ведущей трубе буровой колонны и тем самым приводит во вращение долото. Вся колонна с помощью верт­люга подвешена на талевых канатах, и этим снимается часть осевой на­грузки на долото. Осевая нагрузка создается в основном утяжеленными трубами колонны.

Промывочная жидкость от насоса по стояку и гибкому шлангу через вертлюг и бурильные трубы прокачивается через долото и, захватив с со­бой разрушенную породу, по затрубному пространству поднимается на поверхность, где очищается от породы и направляется в резервуар.

По мере заглубления бурильные трубы наращивают. При необходи­мости замены долота колонна разбирается на звенья (свечи).

При высоте вышки 41 метр длина свечи составляет 25 метров. После замены долота буровая колонна собирается вновь.

Рис. 5.2. Схема буровой установки

1 — вышка, 2 — кронблок, 3 — талевые канаты, 4 - талевый блок, 5 - подъем­ный крюк, 6 - лебедка, 7 - вертлюг, 8 - ротор,9 - ведущая труба, 10 - бу­рильные трубы, 11 - утяжеленные бурильные трубы, 12 - долото, 13 - очист­ная система, 14 — приемный резервуар, 15 — насос, 16 — стояк, 17 — гибкий шланг

Промывочная жидкость помимо основной задачи выполняет следую­щие функции:

- создает противодавление на стенки скважины, предотвращая обвалы породы, прорыв нефти, газа и воды из разбуриваемых пород;

- охлаждает долото, турбобур, электробур и буровую колонну;

- смазывает трущиеся детали долота и турбобура;

- передает энергию турбобуру.

В качестве промывочной жидкости используется вода и глинистые растворы. Для получения промывочной жидкости с заданными свойствами к глинистым растворам добавляют специальные реагенты (жидкое стекло, поваренная соль, известь гашеная, угле - щелочные растворы и другие).

5.3. Конструкция скважин

Диаметры долот, обсадных колонн, глубины перехода с одного диа­метра на другой, глубины спуска колонн, высота подъема цементных про­бок за обсадными колоннами составляют понятие конструкции скважины.

Для обеспечения сохранности стенок скважины и исключения ослож­нений при бурении в скважину опускаются трубы, составляющие обсад­ную колонну.

Конструкция обсадной колонны определяется характеристикой пла­стов, проходимых скважиной, и диаметром последней из обсадных труб, имеющей минимальный диаметр - эксплуатационной колонны (рис. 5.3).

Верхний слой Земли представлен молодыми рыхлыми отложениями. При бурении он будет легко размываться и поэтому требует укрепления. С этой целью бурят шурф глубиной 4-8 метров и в него опускается обсад­ная труба, называемая направлением. Пространство между обсадной тру­бой и шурфом бетонируется. Таким образом, надежно укрепляется устье скважины. В верхней части обсадной трубы заранее вырезается специаль­ное окно для отвода промывочной жидкости.

До глубин 50-400 метров залегают трещиноватые породы. Для пере­крытия и изоляции этих пород спускается второй ряд обсадных труб -кондуктор. Пространство между скважиной и кондуктором цементируется.



5.3. Конструкция обсадной колонны

hi = 4- 8м - направление;

h 2= 50- 400м - кондуктор;

Ьз - промежуточная обсадная ко­лонна;

П4 - эксплуатационная колона

Если в дальнейшем не встречаются пласты, подлежащие изоляции, то скважина бурится до продуктивного горизонта и в нее спускается послед­няя обсадная труба - эксплуатационная колонна.

Конструкция такой скважины получила название одноколонной.

Если будут встречаться осложняющие работу горизонты, то могут опускаться дополнительные колонны - промежуточные. Иногда их коли­чество доходит до трех. Конструкция в этом случае называется, соответст­венно, двух, трех и четырехколонной.

Диаметры эксплуатационных колонн принимаются 114-146 мм для нефтяных скважин и 114-273 мм для газовых скважин. Долота выбирают на 50-100 мм больше диаметров обсадных колонн, которые по мере за­глубления уменьшаются. Используются обсадные трубы диаметром от 114 до 508 мм.