Ответы на билеты опратора по добыче

4 – 5 разряда

Билет № 1

1. Условия залегания нефти, газа и воды в залежах.

Нефть, газ и газонефтяные смеси в зависимости от их состава, соотношения, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях: в жидком, газообразном или в виде газожидкостных смесей.

При большом количестве газа в нефтяной залежи он может располагаться в виде газовой шапки в повышенной части структуры, часть жидких углеводородов нефти будет находиться в виде паров в газовой фазе. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной, и приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества нефти. Если же объем газа в залежи по сравнению с объемом нефти мал, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти, и тогда газонефтяная залежь залегает в однофазном (жидком) состоянии. Поэтому по условию залегания и количественному соотношению нефти и газа залежи подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой), газоконденсатные.

Залежь — скопление нефти и газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов-коллекторов.

Месторождение — одна или группа залежей, располо­женных на одной территории.

Различают нефтяные, нефтегазовые и газовые залежи. На­ряду с чисто газовыми встречаются газоконденсатные за­лежи, когда часть углеводородов находится в жидком состоя­нии или залежи, в которых эти углеводороды со снижением давления и температуры могут сконденсироваться.

На рис. 3 схематично показана газонефтяная залежь в раз­резе и плане. Свободный газ, как наиболее легкий компонент, занимает самую высокую часть ловушки. Такое скопление газа называют газовой шапкой. Ниже располагается нефтяная залежь. Если высота ее незначительна, то такую залежь назы­вают нефтяной оторочкой. Поверхность раздела между газом и нефтью в том случае, когда залежь не разрабатыва­ется, приближенно можно рассматривать, как горизонтальную плоскость. В геолого-промысловой практике ее принято назы­вать поверхностью газонефтяного контакта (обо­значается ГНК). Поверхность раздела между нефтью и подсти­лающей водой называется поверхностью водонефтяного контакта (обозначается ВНК).

Высоту нефтяной залежи Нн называют этажом нефте­носности, высоту газовой шапки Нг — этажом газонос­ности.

В чисто газовых залежах газ непосредственно контактирует с водой. Поверхность раздела между ними называют поверх­ностью газоводяного контакта (обозначается ГВК.)-

Рис. 2. Схемы ловушек для нефти

В залежах различают (рис. 3): внешний контур неф­теносности 1 (газоносности 2)—линия пересечения плоскости ВНК (ГНК) с поверхностью подошвы продуктивного пла­ста; внутренний контур нефтеносности 3 (газоносности 4) —ли­ния пересечения плоскости ВНК (ГНК) с поверхностью подо­швы пласта. На планах чисто нефтяных (чисто газовых) зале­жей могут быть нанесены только линии внешних и внутренних контуров нефтеносности (газоносности). Для таких залежей площадь на плане, ограниченная внешним контуром нефтенос­ности (газоносности), называется площадью нефтеносности (га­зоносности).

Рис. 3. Схема газонефтяной залежи

Нефть, газ и вода в нефтяной залежи располагаются в соответствии со своими плотностями: в верхней части – газ, ниже – нефть и еще ниже – вода. Водяные части пластов, как правило, оказываются в десятки и сотни раз больше нефтегазовой части и простираются на большие расстояния.

Жидкости и газ в пласте находятся под давлением, которое называется пластовым. От величины пластового давления зависят запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. Пластовой давление определяет запасы газовой залежи, дебиты скважин и условия эксплуатации залежей.

Величина начального пластового давления зависит от глубины залегания продуктивного пласта. Если скважина заполнена жидкостью и не переливает (не фонтанирует), пластовое давление определяется как гидростатическое:

Pпл = Hpg

где Pпл. – начальное пластовое давление, Па; H – глубина залегания пласта, м; p – плотность жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения тела (g = 9,81 м²/ с).

Встречаются ситуации, когда пластовое давление может превысить гидростатическое в 2 – 3 раза. Фактическое пластовое давление на месторождении определяют при помощи манометров, спускаемых в скважины.

Чем больше пластовое давление, тем больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из залежи. Температура в пластах также повышается с увеличением глубины их залегания.