Основы нефтегазового дела

Благоприятными условиями осуществления водонапорного режима работы нефтяных залежей будут:

1. хорошая сообщаемость между нефтяной и водяной частями 
   залежи;
2. хорошая   проницаемость и   однородность   строения   залежи;
3. небольшая вязкость  нефти;
4. 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 проявляется  тогда, когда давление в пласте упало  до минимума, напор контурных вод  отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь имеет крутые углы падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в пониженных зонах.

 

5. Нефть, химический состав, физические  свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор.

 

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 – постоянный спутник нефти. В земной коре газ может находится в следующих состояниях: свободном, растворенном, твердом (газогидраты), сорбированном. На 98% природный газ состоит из метана, присутствуют также этан, пропан, бутан, пентан и др.

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 добычи  нефти. Схема сбора и транспорта нефти и газа на нефтепромысле.

 

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:

1. сбор  и  замер  продукции  скважин;
2. отделение  (сепарация)  нефти от газа;
3. освобождение нефти и газа от воды и механических примесей;
4. транспорт нефти от сборных и замерных установок до промысловых  резервуарных парков  и газа до компрессорных  станций или 
   газораспределительных   узлов;
5. обезвоживание   (деэмульсация)   нефти   и  в   ряде   случаев   ее 
   обессоливание и стабилизация, т. е. удаление из нее легких угле 
   водородов;
6. удаление из газа ненужных примесей и отбензинивание его;
7. 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 месторождения выбирают с учетом особенностей геологического разреза месторождений и условий эксплуатации залежей. Выбор диаметра эксплуатационных колонн газовых скважин зависит от геологопромысловой характеристики продуктивных пластов и условий эксплуатации скважин и обосновывается технико-экономическими расчетами, учитывающими дебиты газа и потери давления в скважинах. Если залежи (или выделенные эксплуатационные объекты) имеют значительные размеры и в пределах разбуриваемых зон выделяются различные по дебитности скважин участки, то диаметр эксплуатационной колонны может быть различным для каждого из этих участков.

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;