Основы нефтяного дела

ОАО «Самаранефтегаз»

Антиклиналь

iK

С и н кли на л ь

iK

М о н о к л и н а л ь

iK

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные

боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Сброс - смещение блоков горных

пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва. Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

Надвиг - разрывное нарушение, при

котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

Нефть

Нефть

Вода

Нефть

верхней части пласта, постепенно накапливаются.

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь - это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Нефть, всплывая над водой начинает собираться в верхней точке свода при условии, что свод ограничен непроницаемыми породами. Верхний

непроницаемый пласт называется кровля. Также и в подошвенной части пласта движение пластовой воды должно быть ограничено непроницаемыми пластами. Такой пласт называется подошва. Таким образом, для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия:

§Наличие пласта- коллектора

§Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. В зависимости от тех экранов, которые способствуют накоплению нефти

различают

§Сводовую ловушку

§Литологически экранированные

§Тектонически экранированные

§Стратиграфически экранированные

Геологопоисковые работы

Теперь мы примерно знаем, в каких местах может собираться нефть. Как

определить эти структуры, находящиеся на большой глубине?

Геологи исследуют физические и химические свойства горных пород в местах, где эти породы выходят на поверхность. Все эти данные становятся ключами для построения общего описания исследуемой территории. Проводят и анализируют аэро и космическую съемку. Геофизики дополняют информацию, полученную геологами, результатами изучения процессов, относящихся к физике Земли. Проводятся исследования магнитного поля,

гравитационного поля и особенностей прохождения волнами изучаемых пластов.

Магнитометрами измеряют очень малые изменения напряженности магнитного поля Земли. Осадочные породы практически немагнитоактивны, в

то время как вулканические породы обладают значительной магнитоактивностью. Влияние этих различий на напряженность магнитного

поля позволяет вычислить по данным геологической магнитной съемки толщину осадочных пород, которые могут оказаться нефтенасыщенными.

Гравиметрами измеряют напряженность гравитационного поля Земли (силу тяжести). Она неодинакова в разных точках Земли из-за неоднородностей в плотностях горных пород. Вулканические породы имеют большую плотность, чем осадочные. Гранитный блок, залегающий вблизи поверхности земли, повышает напряженность гравитационного поля сильнее, чем тот же блок, расположенный на большей глубине, таким образом, по данным

ОАО «Самаранефтегаз»

Источник сейсмическойволны

(взрыв)

Сейсмоприемник

Проведение сейсмических

Генератор сейсмической волны подает сигнал, который затем принимается на гидрофон.

Системы разработки нефтяных месторождений

Следующим этапом производится проектирование разработки месторождения. Разработка нефтяных месторождений - это

управление движением нефти в залежах к добывающим скважинам путем размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и нагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы. Проект на разработку учитывает не только процессы, проходящие в пласте, но и определяет систему инженерных сооружений для сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа, обеспечение транспортных, энергетических, социальных, потребностей, экологических мероприятий при разработке месторождения.

Важную роль играет понимание режима работы нефтяного пласта. Знать

режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Режимы работы нефтегазоносных пластов

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Различают следующие режимы:

∙водонапорный,

∙упругий и упруговодонапорный,

∙газонапорный или режим газовой шапки,

∙газовый или режим растворенного газа,

∙гравитационный,

∙смешанный.

Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи.

Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5- 0.7 и более.

Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором

пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть

продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации присутствует одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

ОАО «Самаранефтегаз»

Пример системы размещения скважин по треугольной сетке при площадном заводнении

Одной из главных целей разработки месторождение является извлечение максимального количества нефти из недр. Отношение извлеченной нефти к балансовым запасам называется коэффициентом извлечения нефти - КИН. Поэтому необходима рациональная система разработки

месторождений предусматривающая решение и осуществление следующих мероприятий.

∙Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационный объект - продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.

∙Для равномерного извлечения нефти из пласта необходимо пробурить скважины на определенном расстоянии друг от друга.

Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта.

Забои этих скважин размещаются по сетке скважин. Если система скважин в пластовых условиях образует сетку, то на

поверхности в условиях Западной Сибири скважины образуют кусты. Расстояния между устьями скважин на кусте 5 –15 метров, расстояния между забоями, как правило, 500 метров. Это достигается бурением наклонно- направленных скважин. (Подробнее в главе «Строительство скважин»). Ряды добывающих скважин «разрезаются» рядами нагнетательных скважин, служащих для поддержания пластового давления ППД.

∙Установление режима работы добывающих и нагнетательных скважин проводится на следующем этапе и сводится к планированию темпов отбора нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми

разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей.

Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от

состояния разработки залежей (положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, технического состояния эксплуатационной колонны,

применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт (вода, газ) для поддержания пластового давления и др.). В настоящее время в НК

ЮКОС установление режимов работы скважин осуществляется при помощи компьютеров по программе «Разработка и управление месторождениями при заводнении», разработанной специалистами компании Schlumberger.

∙Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В

настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.

Заводнение пластов бывает:

∙законтурное,

∙приконтурное,

∙внутриконтурное.

Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-100 м и более.

Контроль и регулирование эксплуатации залежи

Впроцессе разработки залежи ведут постоянный контроль за

∙дебитом нефтедобывающих скважин по нефти,

∙процентом обводненности нефти,

∙газовым фактором,

∙выносом песка,

ОАО «Самаранефтегаз»

Карта эффективных толщин пласта Ю1

Чкаловского месторождения

Структурная карта кровли Ю1

Чкаловского месторождения

Карта линейных запасов пласта Ю1

Чкаловского месторождения

Пример изменения содержания нефти в пласте при разработке месторождения

Курс «Основы нефтяного дела»

Бурение

В предыдущей главе мы рассмотрели формы залегания нефти, выбрали способ разработки месторождения. Теперь наша задача - достичь залежи и поднять нефть на поверхность. Это достигается бурением скважин.

Бурение скважин - это процесс сооружения направленной горной

выработки большой длины и малого диаметра.

Самая нижняя подземная часть скважины называется забой, боковая часть выработки называется стенками скважины, пространство внутри стенок скважины называется ствол, места с размерами более номинального диаметра породоразрушающего инструмента за счет осыпания или вымыва пород называются кавернами, вызванные выработкой инструментом во время спускоподъемных операций называется желобами. Самая верхняя часть скважины, находящаяся на поверхности называется устьем, на устье

скважины устанавливается при бурении:

∙колонные головки, служащие для обвязывания обсадных колонн,

контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.

∙Противовыбросовое оборудование (ПВО)

∙Желобная воронка и специальное оборудование при проведении

специальных работ (при цементировании, перфорации и т.д.)

При эксплуатации устанавливается:

∙фонтанная арматура (фонтанная елка)- для контроля и управления

потоком скважинной жидкости и газа; По назначению скважины делятся на:

∙Структурно- поисковые скважины

∙Разведочные скважины

∙Добывающие скважины

∙Нагнетательные скважины

∙Опережающие добывающие скважины

∙Контрольные и наблюдательные скважины

Процесс бурения включает в себя ряд технологических процессов:

∙Спуск бурильных труб с разрушающим инструментом в скважину

∙Углубление (разрушение породы забоя)

∙Вынос разрушенной породы из скважины

∙Подъем бурильных труб из скважины для смены сработавшегося разрушающего инструмента;

∙Укрепление (крепление) стенок скважины обсадными трубами с

последующим цементированием пространства между стенкой скважины и спущенными трубами (разобщение пластов)

∙Перфорация и вызов притока из скважины (освоение)

Управляет процессом бурения буровая вахта во главе с бурильщиком. В связи с тем, что процесс бурения непрерывный, то вахты меняют друг друга ежесменно. Хотя уровень механизации и автоматизации постоянно растет, работа на буровой достаточно тяжелая. Это связано с тем, что технологические процессы требуют большой слаженности в работе, четкого понимания того, что происходит под землей, умения мгновенно реагировать на изменения процесса. У буровиков даже существует свой язык. Например, захват для труб называется элеватором, котлован для выбуренной породы – амбар, а трубы для перекрытия верхних, рыхлых пород называется кондуктор.

Чтобы достичь нефтяного пласта, необходимо углубиться в недра на ту глубину, на которой находится пласт. Для этого применяется специальный инструмент – долото. Наиболее эффективно разрушение горных пород идет при вращении. Для различных по твердости пород применяют различные способы разрушения. Применяют скобление, резание, ударное разрушение. При вращении долота

Бурильщик, управляя буровой лебедкой поднимает ведущую трубу, помощники бурильщика присоединяют ее к бурильной колонне.