- •Основы нефтегазопромыслового дела
- •1. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений
- •1.1 Залежи углеводородов в природном состоянии
- •1.2 Факторы, определяющие внутреннее строение залежей
- •1.2.1 Емкостные свойства пород-коллекторов
- •Кавернозность
- •Трещиноватость
- •1.2.2 Фильтрационные свойства пород-коллекторов. Проницаемость
- •1.2.3 Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов
- •Физические свойства нефтей
- •1.3.2 Пластовые газы
- •1.3.3 Газоконденсат
- •1.3.4 Газогидраты
- •1.3.5 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.4 Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений
- •1.4.1 Геофизические методы
- •1.4.2 Исследование скважин в процессе бурения
- •1. 5 Этапы поисковоразведочных работ и стадии разработки залежей
- •1.5.1 Поисковый этап
- •Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения
- •Стадия поиска месторождений (залежей)
- •1.5.2 Разведочный этап
- •1.5.3 Стадии разработки залежей
- •1.5.4 Этапы добычи нефти и газа
- •2. Бурение нефтяных и газовых скважин
- •2.1 Краткая история бурения нефтяных и газовых скважин
- •2.2 Общие сведения о бурении нефтяных и газовых скважин
- •2.2.1 Основные термины и определения
- •2.3 Способы бурения скважин
- •2.3.1 Ударное бурение
- •2.3.2 Вращательное бурение скважин
- •2.4 Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
- •2.4.1 Кустовые основания
- •2.4.2 Буровая вышка
- •2.4.3 Спуско-подъемный комплекс буровой установки
- •2.4.4 Комплекс для вращения бурильной колонны
- •2.4.5 Насосно – циркуляционный комплекс буровой установки
- •2.5 Технологический буровой инструмент
- •2.5.1 Породоразрушающий инструмент
- •2.5.1.1 Лопастные долота
- •2.5.1.2 Шарошечшые долота
- •2.5.1.3 Алмазные долота (секторные)
- •2.5.1.4 Инструмент для отбора керна
- •2.5.2 Бурильная колонна
- •2.5.2.1 Ведущие бурильные трубы
- •2.5.2.2 Стальные бурильные трубы
- •2.5.2.3 Легкосплавные бурильные трубы
- •2.5.2.4 Утяжеленные бурильные трубы
- •2.5.2.5 Переводники
- •2.5.2.6 Специальные элементы бурильной колонны
- •2.5.3 Забойные двигатели
- •2.5.3.1 Турбобуры
- •2.5.3.2 Винтовой забойный двигатель
- •2.6 Цикл строительства скважины
- •2.7 Методы вскрытия продуктивных горизонтов и освоения скважины
- •2.8 Промывка скважин
- •Химическая обработка буровых растворов
- •2.9 Осложнения, возникающие при бурении
- •2.10 Наклонно-направленные скважины
- •2.11 Бурение скважин на море
- •3. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •3.1 Природные режимы залежей нефти и газа
- •3.2 Режимы нефтяных залежей
- •3.2.1 Водонапорный режим
- •3.2.2 Упруговодонапорный режим
- •3.2.3 Газонапорный режим
- •3.2.4 Режим растворенного газа
- •3.2.5 Гравитационный режим
- •3.3 Режимы газовых и газоконденсатных залежей
- •3.3.1 Газовый режим
- •3.3.2 Упруговодогазонапорный режим
- •3.3.3 Смешенные природные режимы залежей
- •3.4 Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону
- •3.4.1 Методы поддержания пластового давления
- •Внутриконтурное заводнение
- •Блоковое заводнение
- •Сводовое заводнение
- •Площадное заводнение
- •3.4.2 Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны
- •Механические методы
- •Химические методы
- •Физические методы
- •3.4.3 Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- •4. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
- •4.1 Фонтанный способ эксплуатации скважин
- •4.1.1 Скважинное (подземное) оборудование
- •4.1.2 Устьевое (земное) оборудование
- •4.1.3 Особенности эксплуатации фонтанных скважин
- •4.2 Газлифтный способ эксплуатации скважин
- •4.2.1 Принцип действия газлифта
- •4.2.2 Оборудования газлифтных скважин
- •4.3 Насосный способ эксплуатации скважин
- •4.3.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- •Штанговые скважинные насосы
- •4.3.2 Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами
- •Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными насосами
- •4.3.3 Установки погружных винтовых электронасосов
- •4.3.4 Установка погружных диафрагменных электронасосов
- •4.3.5 Установка гидропоршневых насосов
- •4.3.6 Струйные насосы
- •4.4 Эксплуотация газовых скважин
- •4.5 Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной
- •4.6 Общие понятия о подземном и капитальном ремонте скважин
- •5. Промысловый сбор и подготовка нефти и природного газа
- •5.1 Системы сбора скважинной продукции
- •5.2 Промысловая подготовка нефти
- •5.2.1 Дегазация
- •5.2.2 Обезвоживание
- •5.2.3 Обессоливание
- •5.2.4 Стабилизация
- •5.2.5 Установка комплексной подготовки нефти
- •1, 9, 11, 12 — Насосы; 2, 5 — теплообменники; 3 — отстойник; 4 — электродегидратор; 6 — стабилизационная колонна; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — емкость орошения; 10 — печь
- •5.3 Системы промыслового сбора природного газа
- •VIII — установка подготовки газа; гсп — групповой сборный пункт; цсп — централизованный сборный пункт
- •5.4 Промысловая подготовка газа
- •5.4.1 Очистка газа от механических примесей
- •5.4.2 Осушка газа
- •5.4.3 Очистка газа от сероводорода
- •5.4.4 Очистка газа от углекислого газа
- •5.5 Промысловая подготовка воды
- •6. Транспортировка нефти и газа
- •7. Охрана недр и окружающей среды
- •7.1 Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства
- •7.2 Загрязнение окружающей среды при строительстве скважин
- •7.3 Загрязнение окружающей среды при нефтегазовом строительстве
- •7.4 Загрязнение окружающей среды при добыче, сборе и подготовке нефти
- •7.5. Загрязнение окружающей среды при интенсификации добычи нефти
- •7.6 Охрана природных вод
- •7.6.1 Технология очистки сточных вод
- •7.6.2 Способы борьбы с нефтезагрязнением водных объектов
- •Механические методы удаления нефти
- •Физико-химические методы удаления нефти
- •Химические методы удаления разливов нефти.
- •Микробиологическое разложение нефти.
- •7.7 Охрана земельных ресурсов
- •7.8 Охрана атмосферы
- •7.9 Мониторинг нефтяного загрязнения
- •Список использованной литературы
Физические методы
К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.
Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.
При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта.
Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа. Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения нефти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте- и газоотдачи пластов.
3.4.3 Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
Для повышения нефтеотдачи применяют следующие способы:
закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;
нагнетания в пласт теплоносителя;
внутрипластовое горение;
вытеснение нефти растворами полимеров;
закачка в пласт углекислоты.
При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.
При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вследствие различия вязкостей жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Для выравнивания фронта продвижение воды в пласт закачивают водо-растворимые полимеры.
Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0.01 ... 0.05 % придают ей вязкоупругие свойства, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.
Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0.2 ... 1 % пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5 ... 10 раз больше вязкости воды.
Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.
Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.
При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.
При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине.
Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.