
- •Содержание.
- •I.Нефть газ на карте мира
- •1.Динамика мировой нефтегазодобычи
- •2.Мировые запасы нефти и газа
- •3. Месторождения-гиганты Классификация газовых месторождении
- •Крупные газовые месторождения
- •Классификация нефтяных месторождении
- •Крупнейшие нефтяные месторождения мира
- •II. История нефтяной и газовой промышленности и трубопроводного транспорта
- •4.История нефтяной промышленности России
- •5. История газовой промышленности России
- •6. История транспорта нефти и газа России
- •7. Транспорт нефти и газа на территории Удмуртской республики, Пермского края и республики Башкортостан
- •8. Нефтяная промышленность Волго-Уральского региона
- •III. Основы геологии нефти и газа
- •9. Происхождение нефти
- •10. Происхождение газа
- •11. Внутреннее строение Земли
- •12. Строение земной коры
- •13. Пласты-коллекторы. Пористость и проницаемость.
- •14. Основные элементы нефтегазовой залежи.
- •15. Месторождения нефти и газа
- •16.Условия залегания нефти, газа и воды в горных породах.
- •17. Давление в земной коре.
- •18.Температура в нефтяных пластах
- •19.Породы, содержащие нефть и газ. Природные резервуары. Ловушки.
- •20. Классификации ресурсов и запасов нефти и газа
- •21.Подсчет запасов углеводородов
- •22. Основные физико-химические свойства нефти.
- •23. Попутный (нефтяной) газ и его основные физико-химические свойства.
- •24. Природный газ и его основные физико-химические свойства.
- •25.«Сланцевый» газ.
- •26.Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных и газовых пластах.
- •27.Режим работы нефтяных и газовых залежей. Водонапорный режим.
- •28. Режим работы нефтяных и газовых залежей. Упруговодонапорный режим
- •29. Режим работы нефтяных и газовых залежей. Газонапорный режим.
- •30. Режим работы нефтяных и газовых залежей. Режим растворенного газа.
- •31. Режим работы нефтяных и газовых залежей. Гравитационный режим.
- •32. Приток жидкости и газа к скважинам
- •33.Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
- •34.Цели и задачи исследования скважин и пластов
- •35. Методы геофизических исследований, применяемых при бурении скважин
- •36.Методы исследования, применяемые при разработке нефтяных и газовых месторождений
- •37. Исследование скважин при неустановившихся режимах.
- •38. Исследование нагнетательных скважин.
- •39. Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин.
- •40. Понятие о термодинамических методах исследования скважин.
- •41. Гидропрослушивание пластов.
- •42. Выбор оборудования и приборов для исследования.
- •IV. Бурение нефтяных и газовых скважин
- •43. Бурение нефтяных и газовых скважин. Понятие о скважине.
- •44. Бурение нефтяных и газовых скважин. Способы бурения скважин.
- •45. Цикл строительства скважин
- •46. Бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов.
- •47. Сверхглубокое бурение
- •V. Добыча нефти и газа
- •48. Основы подъема газожидкостной смеси из забоя скважины.
- •49. Добыча нефти и газа. Фонтанная эксплуатация скважин.
- •50. Добыча нефти и газа. Газлифтная эксплуатация скважин.
- •1) Фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
- •2) Компрессорный(газлифтный) - с помощью энергии сжатого газа, вводимого
- •3) Насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.
- •51. Добыча нефти и газа. Насосная эксплуатация скважин.
- •52. Основы разработки нефтяных месторождений
- •53. Основы разработки газовых месторождений.
- •54. Стадии разработки залежи.
- •55. Призабойная зона пласта, ее проницаемость. Причины ухудшения проницаемости и методы ее увеличения.
- •56.Классификация и области применения методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта
- •57. Кислотные обработки призабойной зоны пласта. Цель и механизм ведения процесса.
- •58.Гидравлический разрыв пласта. Цель и механизм ведения процесса.
- •59.Щелевая разгрузка родуктивного пласта в призабойной зоне пласта. Цель и механизм ведения процесса.
- •60. Основные виды заводнения скважин
- •61. Нестационарное (циклическое) заводнение.
- •62.Воздействие на нефтяной пласт теплом. Паротепловое воздействие и воздействие горячей водой.
- •63. Холодное полимерное воздействие на залежь высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах. Цель и механизм ведения процесса.
- •64.Циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие (цптв).
- •65.Импульсно-дозированное воздействие (идтв) на пласт.
- •66.Импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (идтв(п)).
- •67. Термоциклическое воздействие на пласт (твптв).
- •68. Технология приготовления полимерного раствора для закачки в пласт.
- •69. Термополимерное воздействие на залежь высоковязкой нефти
- •VI. Основы сбора и подготовки нефти и газа на промыслах
- •70.Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки продукции нефтяных скважин на промыслах.
- •71. Сбор и подготовка газа и газового конденсата.
- •VII. Основы транспортирования нефти и газа по магистральным трубопроводам
- •72. Принципиальная технологическая схема магистрального трубопроводного транспорта нефти.
- •73. Принципиальная технологическая схема магистрального трубопроводного транспорта газа.
- •74. Хранение и распределение газа.
- •Vш. Основные технологии переработки нефти
- •75.Основные этапы переработки нефти.
- •76. Первичная переработка нефти
- •77.Вторичная переработка нефти
- •78.Товарное производство
- •79. Современное состояние нефтепереработки в России
- •IX.Экологические мероприятия при разведке, бурении, добыче и транспортировке углеводородов.
- •80. Соблюдение экологических мер при бурении, поисках, разведке и разработке
- •81.Экологические мероприятия при транспортировке, хранении и переработке
- •82.Особенности нефтезагязнений при добыче нефти в Удмуртской Республике
- •Глоссарий
- •Водонефтяной контакт – поверхность, разделяющая нефть и воду в нефтеносном пласте. В процессе эксплуатации залежи нефти происходит перемещение внк.
- •Геолого – геофизический разрез - геологический разрез скважины, дополненный типичной каротажной диаграммой. Обычно разрез дополняют типичными кривыми электрического каротажа.
- •Давление насыщения нефти газом - давление, при котором определенный объем газа находится в растворенном состоянии в нефти.
- •Классификация скважин
59.Щелевая разгрузка родуктивного пласта в призабойной зоне пласта. Цель и механизм ведения процесса.
Метод щелевой разгрузки продуктивного пласта заключается в создании двух вертикальных диаметрально противоположных щелей. Он обеспечивает надежную гидродинамическую связь скважины с пластом, снижение напряжений и увеличение проницаемости пород в прискважинной зоне, увеличение размеров фильтрационной зоны и в конечном счете повышение нефтеотдачи пласта.
Эффективность применения метода щелевой разгрузки продуктивного пласта зависит от правильного выбора объекта разработки и согласования технологических параметров процесса создания щелевой полости с условиями пласта.
Объект выбирается на основании детального изучения промыслово-геофизических материалов (непосредственно по скважине и по месторождению в целом). Для получения устойчивого во времени эффекта необходимо выбирать интервалы, не заключающие в себе пластичных прослоев. Существенно влияют на полученные результаты и характер зоны проникновения бурового раствора в пласт. (рекомендуется проводить щелевую разгрузку при небольшой по размерам - до 1-2 м зоне кольматации, особенно при значительном снижении проницаемости пород в этой зоне). Следовательно, наиболее благоприятными для использования метода являются терригенные поровые коллекторы с низкой проницаемостью и высокой глинистостью.
Вторая группа коллекторов, благоприятных для щелевой разгрузки - порово-трещинные и трещинные коллектора, карбонатные и терригенные с вертикально и наклонно ориентированными трещинами. Кроме этого необходимо учитывать наличие зумпфа (не менее 30- 40 м).
Образование щелей в прискважинной зоне стало возможным благодаря применению гидропескоструйной перфорации и поэтому особую значимость приобретают конструктивные особенности сопла, его направленность, диаметр отверстия или ширина щели.
Технология проведения щелевой разгрузки почти не отличается от технологии применяемой при точечной гидропескоструйной перфорации. Обычно после проведения работ делают солянокислотную обработку.
Оценка эффективности проводится при сопоставлении результатов исследования скважины до и после проведении операции.
60. Основные виды заводнения скважин
Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт (в производственной литературе этот метод называют заводнением). В России более 80% залежей нефти разрабатываются с использованием заводнения.
Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения. Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения.
В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.
При законтурном заводнении (рис.45) закачка воды в пласт осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400–800 м от внешнего контура нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.
Законтурное заводнение обычно применяется на небольших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в залежах с хорошими коллекторскими свойствами, как по толщине пласта, так и по площади. При таких условиях законтурное заводнение обеспечивает более полную выработку запасов, вытесняя нефть к стягивающим рядам добывающих скважин. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести повышенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания; замедленное реагирование на залежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин и т.д.
Рис. 45 Законтурное заводнение
Более эффективное воздействие на залежь нефти достигается, когда нагнетательные скважины размещаются (бурятся) внутри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта, в более проницаемых участках залежи. Такое заводнение называют приконтурным заводнением.
Приконтурное заводнение применяется:
– на небольших по размерам залежах;
– при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью;
– с целью интенсификации процесса добычи нефти
Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать сроки выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение (рис.46).
При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются (бурятся) внутри контура нефтеносности. Выбор схемы расположения и сетки нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, физико-химическими свойствами нефти т.д.
Рис. 46 Внутриконтурное заводнение
В последние годы для интенсификации разработки нефтяных месторождений распространенным методом стал метод искусственного «разрезания» залежи на отдельные площади или блоки за счет закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естественного контура нефтеносности. При этом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно В начальный период при внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а через одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуатируются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти.
По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное заводнение было осуществлено на крупнейшем нефтяном месторождении в Татарстане – на Ромашкинском месторождении, которое было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособленных эксплуатационных площадей.
Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением.
В настоящее время применяется несколько систем внутриконтурного заводнения, которые отличаются друг от друга расположением нагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также отборами нефти из нефтедобывающих скважин.
При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.
Применяется также избирательная система внутриконтурного заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в продуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществляют попеременную закачку воды и газа в пласт.
Усовершенствованной системой воздействия на залежь нефти со сложным строением является попеременное нагнетание воды и газа в пласт. В конце 1971 года на основе анализа разработки Журавлевско–Степановского месторождения Оренбургской области был обоснован и прошел промышленное испытание метод попеременного нагнетания в нефтяную залежь воды и газа с целью повышения эффективности процесса вытеснения и повышения конечного нефтеизвлечения. Сущность этого метода заключается в следующем. Газ, при нагнетании его в продуктивный пласт, внедряется, прежде всего, в высокопроницаемые пропластки, снижает в них фазовую проницаемость для воды, вследствие чего при последующем нагнетании воды в продуктивный пласт выравнивается фронт вытес-
нения и тем самым повышается охват пласта воздействием. Нагнетаемая вслед за газом вода проталкивает его за счет меньшей вязкости в малопроницаемые плотные пропластки, откуда вытеснение нефти будет происходить в результате поршневого и увлекающего вытеснения газа. Метод попеременной закачки воды и газа в пласт является вариантом импульсного воздействия на пласт, так как в этом случае создаются более благоприятные условия для проявления капиллярных сил вследствие двукратного увеличения поверхностного натяжения воды на границе с нефтью. Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость, также способствует повышению эффективности процесса вытеснения нефти водой. В условиях трещиноватого пласта эти процессы будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гравитационное перераспределение вытесняющего агента в нефти усиливаются: растворимость – вследствие увеличения поверхности контакта, а гравитационное перераспределение – за счет свободы потоков в открытых трещинах. Гравитационное перераспределение по мощности пласта нефти и нагнетаемого газа создает условие, препятствующее опережающему обводнению пласта по подошве в залежах с высокой вязкостью нефти. Кроме того, утилизация попутного газа на ранней стадии разработки, ввиду отсутствия потребителей, решает одну из важных задач охраны окружающей среды и недр. Опытно-промышленные работы по данному методу были проведены на Журавлевско–Степановском месторождении Оренбурга в 1971–1974 годы (авторы В.И. Кудинов, И.А. Поворов) и дали хорошие результаты. По данным исследовательских и опытно-промышленных работ конечное нефтеизвлечение при попеременной закачке воды и газа в пласт увеличивается на 8–10%. Дальнейшее промышленное внедрение этого метода сдерживается отсутствием малогабаритных на высокое давление и производительность компрессоров.