Введение

Нефтедобывающее управление НГДУ «Джалильнефть» является одним из самых крупных структурных подразделений ОАО «Татнефть». Основу деятельности НГДУ составляет нефтедобыча. Основной целью деятельности НГДУ является получение прибыли.

Свою учебную практику я проходил в НГДУ «Джалильнефть». В работе изучены геолого-физическое строение Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения, представлены литолого – стратиграфические характеристики разреза этой площади, общей характеристики продуктивных пластов района.

Из прошедшей практики я познакомился ближе с производственной и организационной структурой НГДУ «Джалильнефть», с классификацией и характеристиками видов подземного и капитального ремонтов скважин, системой поддержания пластового давления, с основами исследований скважин, методами воздействия на прискважинную часть пласта, технологическими процессами сбора и подготовки нефти на промыслах. В данной практической работе проведен литературный обзор методов и средств увеличения производительности скважин, её текущий и капитальный ремонт, общие сведения о системах промыслового сбора и технологических установках подготовки нефти, газа и воды, а так же основными требованиями по технике безопасности при обслуживании скважин и объектов ОАО «Татнефть».

Основными источниками информации при написании практической работы послужили материалы нефтедобывающего управления НГДУ «Джалильнефть».

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

Для поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений геологи выезжают в исследуемый район и осуществляют так называемые полевые работы. Затем выполняются камеральные работы, т.е. обработка материалов, собранных в ходе предыдущего этапа. Итогом камеральных работ являются геологическая карта и геологические разрезы местности.

К геофизическим методам относятся сейсморазведка, электроразведка

и магниторазведка.

Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Электрическая разведка основана на различной электропроводности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток. Глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.

Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород.

Магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных пород.

К гидрохимическим относят газовую, люминесцентно-биту-монологическую, радиоактивную съемки и гидрохимический метод.

Газовая съемка заключается в определении присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод.

Применение люминесцентно-битуминологической съемки основано на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явлении свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой.

Гидрохимический метод основан на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также органических веществ, в частности, аренов.

Поисково-разведочные работы выполняются в два этапа: поисковый и разведочный.

Поисковый этап включает три стадии:

• региональные геологогеофизические работы;

• подготовка площадей к глубокому поисковому бурению;

• поиски месторождений.

На первой стадии геологическими и геофизическими методами выявляются возможные нефтегазоносные зоны, дается оценка их запасов и устанавливаются первоочередные районы для дальнейших поисковых работ. На второй стадии производится более детальное изучение нефтегазоносных зон геологическими и геофизическими методами. На третьей стадии поисков производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений.

Разведочный этап осуществляется в одну стадию. Основная цель этого этапа - подготовка месторождений к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов. По завершении разведочных работ иодсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации по вводу месторождений в разработку.

Нефть и газ играют, и будут играть важную роль в жизни человека. Несмотря на расширение применения нетрадиционных возобновляемых источников энергии, в обозримой перспективе нефть и газ останутся основными энергоносителями во всех странах мира. Другое дело, что будет происходить некоторое перераспределение ролей между ними: моторные топлива, получаемые из нефти, будут постепенно заменяться сжатым или сжиженным газами.

Невозможно представить себе современную цивилизацию без продуктов перера­ботки

нефти и газа. Это направление их использования со временем также будет все бо­лее

и более развиваться.

К основным коллекторам нефти и газа относятся пористые осадочные породы -пески, песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки, доломиты и другие, кото­рые в земной коре вместе с окружающими их плотными породами образуют складки (чаши или ловушки). Такие складки способны накапливать в поровом пространстве коллекторов углеводороды и сохранять их в течение геологических периодов.

Начальное пластовое давление зависит от глубины залегания пласта, и на каж­дые 100 м погружения оно обычно возрастает примерно на 1 МПа.

Породы в условиях залегания в пласте находятся под воздействием вертикально­го и боковою горного давления вышележащих пород и внутрипорового пластового дав­ления. Считается, что средняя плотность насыщенных водой пород в условиях нефтега­зовых залежей - 2470 кг/м\

Горное давление может оказывать существенное влияние на пористость и про­ницаемость пород. Установлено, например, что проницаемость песчано-глинистых от­ложений на глубине более 2000 м может быть меньше на 10-40 %, по сравнению с дан­ными ее измерений на поверхности, а пористость - меньше на 20-30%.

Пористая среда пласта, аккумулирующая углеводороды, характеризуется коллекторскими свойствами, с учетом которых определяют наряду с запасами нефти и газа промышленную ценность залежи и продуктивность скважин. Основные коллекторские свойства - гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверх­ность, сжимаемость пор породы при изменении давления.

Гранулометрический состав (ГС)- содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в %, от массы или количества зерен исследованного образца.

Коэффициент пористости - отношение объема пор в породе к ее объему:

В нефтяных и газовых коллекторах пористость песков колеблется в пределах 0,2-0,25. а песчаников - от 0,1 до 0,3 Промышленные притоки газа получены из коллекторов с пористостью менее 0,05.

Проницаемость пород - способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыще­нии пор этой жидкостью или газом.

Фазовые и относительные проницаемости пород в основном определяются сте­пенью насыщенности порового пространства различными жидкостями и газом.

Удельная поверхность - отношение общей поверхности открытых поровых кана­лов к объему породы. Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20000 м'/м ). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается боль­шое количество углеводородов.

Трещиноватость пород в той или иной степени характерна для коллекторов всех типов. По большей частью залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приуро­чены к карбонатным отложениям. Норовое их пространство состоит из межзернового объема блоков (матриц), на которые пласт разбит трещинами, и объемов самих трещин, микрокарстовых пустот и каверн. Часто поровое пространство трещиноватого коллек­тора рассматривается как система двух его видов - межзернового порового пространст­ва блоков и систем трещин, вложенных одна в другую. Поэтому кроме рассмотренных коллекторских свойств пород блоков (матриц) трещиноватые породы характеризуются также параметрами, определяющими свойства трещинного пространства. К ним отно­сятся трещинная пустотность и проницаемость, густота, плотность и раскрытость тре­щин.

Параметры трещиноватости изучаются по кернам, данным геофизических и гид­родинамических исследований пластов, методами фотографирования открытых стволов скважин в зоне пласта, а также исследованиями пород на выходах трещиноватых пла­стов на поверхность.

Большая часть горных пород выдерживает высокие нагрузки при всестороннем сжатии. Значительно меньшие разрушающие напряжения при изгибе и растяжении.

Явления крипа и пластической деформации способствуют частичной разгрузке продуктивных пластов призабойной зоны от воздействия горного давления вследствие «течения» части пород в скважину при ее строительстве под влиянием высоких нагру­зок в вертикальном направлении.

Тепловые свойства горных пород характеризуются удельной теплоемкостью, с коэффициентами температуропроводности, теплопроводности и линейного расшире­ния.

Теплопроводность горных пород по сравнению с металлами очень низка, и по­этому для прогрева на 50-60 °С пород призабойной зоны на глубину 2-3 м нагреватель­ные приборы на забое выдерживают в течение десятков часов. Теплопроводность воз­растает при сочетании тепловой обработки пласта с ультразвуковым воздействием на него за счет развивающегося при этом конвективного переноса тепла через жидкую среду, заполняющую поры.

В связи с большим влиянием на нефть температуры, давления и количества рас­творенного газа свойства ее в пластовых условиях могут значительно отличаться от свойства на поверхности. Менее значительно, но все же отличаются также и свойства пластовых вод от их свойств в атмосферных условиях. Характеристики пластовых жид­костей существенно влияют на схему и режим разработки залежей. Поэтому их свойст­ва служат важнейшим исходным материалом при проектировании разработки месторо­ждений нефти.

Растворимость газов в нефти подчиняется закону Генри только в случае плохо растворимых газов (метан, азот). Для других газов коэффициент растворимости умень­шается с ростом давления. С увеличением молекулярной массы углеводородных газов растворимость их в нефти возрастает. При высоких давлениях в 1 м³ нефти может со­держаться несколько сот кубометров газа. С увеличением количества растворенного га­за увеличивается объем нефти, уменьшаются ее плотность и вязкость.

Давление насыщения нефти газом - это то давление, при котором растворенный газ начинает выделяться из нефти. Оно зависит (кроме состава нефти и газа) от темпе­ратуры системы, количества растворенного газа, скорости снижения давления и других факторов.

Объемный коэффициент нефти и воды - отношение объема жидкости с раство­ренным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации (в стандартных условиях).

Вязкость нефти и воды зависит в основном от состава углеводородов нефти, температуры и количества растворенного газа.

Вязкость пластовых вод в основном зависит от температуры. Давление, минера­лизация, количество растворенного газа мало влияют на их вязкость, и поэтому ее зна­чения обычно находятся в пределах 0,5-2,0 мПа-с.

Вязкость пластовых жидкостей обычно измеряют с помощью вискозиметров вы­сокого давления (по времени качения шарика в калиброванной трубке, заполненной ис­пытуемой жидкостью) или же ротационными вискозиметрами.

Плотность пластовых и дегазированных нефтей в большинстве случаев находит­ся в пределах 700-1000 кг/м . При высокой концентрации солей плотность пластовых вод может достигать 1450 кг/м³.