Поняття нафтового покладу, родовища, колектора,

пласта, нафтонасиченості та газонасиченості пласта.

План

1. Пластова енергія її типи, джерела, характеристика.

2. Пластові тиски і характеристика пластової енергії.

3. Характеристика нафти в пластових умовах її зміни в залежності від фізико хімічних властивостей.

4. Режим нафтових покладів. Поняття, класифікація і умови існування та механізми проявлення.

1. До джерел пластової енергії відносяться:

   • енергія тиску свердловини;

   • енергія пружних деформацій кістяка породиколекторів;

   • енергія пружного розширення рідини:

   • енергія розчиненого в нафті газу:

   • гравітаційна енергія флюїду в свердловині.

Нафта і газ які поступають на вибій свердловин володіють рівним запасом природної пластової енергії. Розрізняють два види енергії:

1). Енергія гідростатичного напору (ця енергія зумовлена наявністю високого пластового тиску).

2). Енергія попутного стисненого нафтового газу (ця енергія залежить від кількості попутного газу. Практично не існує родовищ де немає попутного газу).

Кожен нафтовий або газовий поклад має потенційну енергію яка в процесі розробки покладу переходить у кінетичну і витрачається на витіснення нафти і газу із пласту. Запас потенційної енергії створюється: 1)напором контурних вод; 2)напором газової шапки: 3)енергією розчиненого газу який виділяється при зменшенні тиску: 4)силою тяжіння яка діє на рідину.

Контурні води діють на поверхню водонафтового контакту(ВНК) і створюють тиск у нафті і газі які заповнюють пори продуктивного пласта. Аналогічну дію створює газ який знаходиться у газовій шапці, але діє через поверхню газонафтового контакту(ГНК).

2. Відомо, що природа пластової енергії не може забезпечити повноту відбору нафти й належну інтенсивність розробки. Для отримання більш високих коефіцієнтів нафтовіддачі і досягнення необхідних темпів видобування нафти із надр. Нині застосовують, так звані, методи підтримки пластових тисків шляхом нагнітання в поклад води або газу (співвідношення нагнітальна/експлуатаційна свердловини прийняті: 1/2, 1/4, 1/6... відстань між нагнітальними та експлуатаційними свердловинами прийнятні в межах 300-500м.). Пластовий тиск підтримується для ефективної роботи експлуатаційних свердловин за допомогою нагнітальних свердловин (якщо це необхідно).

Рівняння фільтрації рідини і припливу нафти до свердловини: ВИСНОВОК:

|1 допущення|: Шар однорідний; проникність шару K = const; шар має однакову товщину h; в'язкість рідини μ не міняється. Процес ізотермічний.

Фазових переходів при фільтрації - немає (не виділяється газ; не випадає парафін). Фільтрація підкоряється законові Дарсі:

V=

Зв'язок між дебітом, площею і швидкістю фільтрації:

Q = V·F

F = 2π r h

Q = F V = 2π r h

Розділимо перемінні:

Інтегруємо від радіуса контуру до контуру харчування:

Логарифмуємо: ln

ПО ДЮПЕИ ln

3. Осадова порода, що характеризується приблизно однаковим мінералогічним складом називають пластом. Поверхню, що обмежує пласт зверху називають покрівлею, а знизу підошвою. Відстань від покрівлі до підошви має назву товщина пласта.

Існують різні гіпотези походження нафти і газу головні напрямки наукової думки розділились на два напрямки: неорганічне походження, органічне походження.

Найбільш аргументованою гіпотезою неорганічного походження нафти висунув Д.І.Менделєєвим. Згідно цієї гіпотези утворення вуглеводнів в нафті й газі відбувається за такою схемою. Тріщини в надрах Землі можуть бути каналами, якими поверхневі води проникають вглиб Землі. За умов високих температур і тисків у глибинних надрах Землі можуть відбуватися реакції взаємодії води з карбідами металів, у результаті чого утворюються вуглеводні і окиси металів.

Докази органічного походження нафти будуються на умовах залягання нафти і на закономірностях поширення в земній корі. Одним із доказів органічного походження нафти є те, що 99,9% відомих скупчень нафти і газу приурочені до осадочної товщі.

4. Режими розробки нафтових родовищ.

Під режимом розробки родовища розуміють сукупність природних і техно-генних факторів, що визначають закономірності фільтрації рідини і газу в шарі.

Характер прояву пластової енергії, яка рухає нафту у пласті до вибоїв свердловин і зале­жить від природних умов та заходів впливу на пласт, називають режимом покладу.

За домінуванням тієї або іншої пластової енергії виділяють п'ять основних режимів ро­боти нафтових покладів: активний водонапірний режим; пружноводонапірний режим; га­зонапірний, або режим газової шапки; режим розчиненого газу; гравітаційний режим.

Слід зауважити, що перші три режими є режимами витиснення, а останні два - режи­мами виснаження.

1) Водонапірний режим. Головним джерелом пластової енергії є напір за-контурних або підошовних пластових вод, який забезпечує рух нафти в пластах до вибоїв видобувних свер­дловин. Водонапірний режим проявля-ється у покладах з високими фільтраційними власти­востями (висока про-никність колекторів, низька в'язкість нафти, однорідність пластів) та надій-ним гідродинамічним зв'язком нафтової частини покладу водонапірною системою.

1. P_пл > P_нас.

2. Мається зовнішнє джерело харчування (наприклад, підруслові води рік)

3. Гарний гідродинамічний зв'язок нафтової і водонасиченої частини шару.

Газовий фактор шпари - це відношення дебіту газу до дебіту нафти:

Гф._скв. =

Коефіцієнт нефтеотдачи: відношення витягнутої нафти до запасу :

η_н.о. =

Коефіцієнт нафтовіддачі пластів на водонапірному режимі, за літературними даними, може досягати 0,6 - 0,8.

Пружноводонапірний режим формується у покладах, які характеризуються недо­статнім гідродинамічним зв'язком нафтоносної частини із законтурною водоносною обла­стю. Головним джерелом пластової енергії служать пружні сили води, нафти, породи, які стиснуті у земних надрах, та напір законтурних або підошовних вод. Пружноводонапірний режим характерний для покладів порівняно значних розмірів, що оточені досить великими водонапірними системами при значних відстанях до контуру жив­лення. Важливу роль у його проявах відіграють значна неоднорідність та низькі колекторські властивості пласта, підвищена в'язкість нафти. Коефіцієнт нафтовіддачі пластів в умовах пружноводонапірного режиму може досягати значень 0,4 - 0,7 і залежить від різниці між пластовим тиском та тиском насичення.

Пружний:

1.P_пл > P_нас.

2. Відсутня гідродинамічний зв'язок із джерелом харчування (замкнутий поклад)

Обсяг пір зменшується. Нафта видавлюється на поверхню.

При реалізації пружного режиму фільтрація нафти відбувається в основному за рахунок дії двох факторів: 1 Пружного стиску породи - колектора при зниженні пластового тиску за рахунок ваги вищерозташованих гірських порід. При цьому зменшується обсяг пір і нафта з них видавлюється; 2 пружні розширення рідини при зниженні пластового тиску.

Пружно-водонапірний режим:

На відміну від водонапірного режиму - джерела харчування - немає. Пластовий тиск падає.

Газонапірний режим(режим газової шапки).Головними джерелами плаc-тової енергії у даному випадку є напір газу газової шапки та пружність газу, розчиненого у нафті. Він ха­рактерний для нафтових покладів з відносно великою газовою шапкою або для газових по­кладів з нафтовою облямівкою.

Витікання нафти відбувається за рахунок розширення газової шапки при зниження пластового тиску.

Коефіцієнт нафтовіддачі пластів при газона-пірному режимі (при великих об'ємах нагнітання газу) становить – η_н.о. =0,4 -0,5.

Режим розчиненого газу розвивається при зниженні пластового тиску нижче тиску на­сичення і в першу чергу у замкнутих покладах (літологічно запечатаних, тектонічно екра­нованих) Цей режим проявляється також у випадках погіршених колекторських властиво­стей продуктивної товщі в приконтурних зонах після зниження пластового тиску нижче ти­ску насичення у будь-яких покладах, а також у випадку відсутності гідродинамічного зв'язку нафтової частини з водоносною областю. Головним джерелом пластової енергії є газ, який виділяється із нафти.

1. P_пл < Pнас

2. відсутня гідродинамічний зв'язок із зовн.джер.пит.

У шарі виділяється вільний газ, обсяг газорідинної суміші стає більшим, ніж обсяг рідини і за рахунок цього відбувається фільтрація в шарі.

Коефіцієнт нафтовіддачі при цьому режимі становить від 0,05 до 0,3.

Гравітаційний режим. Після зниження пластового тиску до незначних величин та виділення з нафти газу в пласті починають проявлятись гравітаційні сили, під дією яких нафта переміщується в напрямку понижених частин пла­ста і до вибоїв свердловин. Тоді у покладах проявляються сили гравітації та починає розви­ватися гравітаційний режим. При цьому режимі нафта під дією сили тяжіння рухається в пласті до вибоїв свердловин.

Коефіцієнт нафтовіддачі на цьому режимі незначний і не перевищує 0,1-0,15.

Лекція №3

Структурна схема і стадії процесу видобутку нафти.

План.

1. Класифікація свердловин.

2. Поняття виробничого процесу створення свердловин.

3. Склад і властивості нафти.

1. Свердловиною називається циліндрична гірська виробка в земній корі, що характеризується відносно малим діаметром у порівнянні з її довжиною. Початок свердловини на поверхні землі називають устям, дно свердловини вибоєм. Бокові стінки свердловини утворюють стовбур. За єдиного цільового призначення свердловини є пошукових нафтових і газових родовищ і вилучення корисних копалин. Залежно від завдань виділяють такі категорії:

1) Опорні свердловини бурять для вивчення геологічної будови і гідрогеоло-гічних умов великих регіонів, вивчення загальних закономірностей розповсюдження комплексів відкладів сприятливих для нафтогазонакопичення, з метою вибору найбільш перспективних напрямів геологорозвідувальних робіт на нафту і газ.

2) Параметричні свердловини бурять для вивчення глибинної геологічної будови і порівняльної оцінки нафтогазонасиченості, можливих зон накопичення нафти і газу, вивчення найбільш перспективних районів для детальних геологічних робіт, а також для отримання необхідних відомостей про геологічну, геофізичну характеристику розрізу відкладів з метою уточнення сейсмічних і інших геофізичних досліджень.

3) Структурні свердловини бурять для вивчення і підготовки до пошуково-розвідувального буріння перспективних структур. Зони екранування, вклинювання, які можуть бути пастками для нафтонакопичення.

4) Пошукові свердловини бурять на площах підготовлених геологічними роботами(геологічною зйомкою, структурним бурінням геофізичними і геохімічними дослідженнями) для відкриття нових родовищ нафти і газу.

5) Розвідувальні свердловини бурять на площах з установленою промисловою нафтогазонасиченістю з метою підготовки запасів нафти і газу промислових категорій і збору вихідних даних для складання проекту розробки родовища.

6) Видобувні свердловини бурять для розробки покладів нафти і газу. До цієї категорії відносять: оціночні(для оцінки продуктивності горизонтів по нафті і газу), видобувні нагнітальні(для нагнітання в продуктивні пласти води або газу з метою підтримання пластового тиску і підвищення нафтовіддачі пластів) і спостереження за допомогою яких контролюється стан тиску в різних частинах розроблюваного родовища.

7) Спеціальні свердловини бурять для заповнення газом, підземні сховища газу(ПСГ), скидання промислових вод які видобуваються разом з нафтою, а також свердловини які використовуються для ліквідації відкритих нафтогазових фонтанів.

Коли свердловина розкривається не на всю товщину, то вона називається гідродинамічно недосконалою по ступені розкриття свердловини.

Рис.-гідродинамічно недосконала по характері розкриття

1. - ексгш. стовпчик

2. - цементний камінь

3. перфораційний камінь.

Рівняння Дюпеї: Q_{несоверш} = Q_{несоверш} = r_n - приведений радіус свердловини.

Q_{несоверш} =

С - коефіцієнт, що враховує недосконалість свердловини.

Схема розміщення свердловин.

Схема розташування точок закладання свердловин на перспективній або нафтогазоємнісній площі і послідовність їх буріння, що забезпечує достовірне і ефективне рішення геологорозвідувальних задач в конкретних геологічних умовах.

Основні системи розміщення свердловин:

1)трикутна;

2)кільцева;

3)профільна.

2. Бурова свердловина створюється шляхом послідовного руйнування порід і винесення їх уламків на денну поверхню, а породоруйнуючим інструментом при цьому є долото. В залежності від глибини буріння виділяють чотири категорії буріння:

1. Зверхглибоке буріння більше 6000м.

2. Глибоке буріння до 6000м.

3. Буріння на середні глибини до 4500м.

4. Мілке буріння до 1500м.

Середнє буріння свердловин по Україні до 4000м.

В процесі буріння глибоких свердловин гірські породи руйнуються в результаті безпосереднього обертання долота. Таке буріння називається обертальним. Залежно від виду механізму який приводить в обертовий рух долото розрізняють такі способи буріння: роторний, турбінний і електробуріння.

Під час роторного буріння долото приводиться в обертовий рух за допомогою механізму(ротору) встановленого на поверхні.

Під час турбінного буріння долото приводиться в обертання за допомогою гідравлічної турбіни, що встановлена безпосередньо над долотом.

Під час електробуріння долото приводиться в рух за допомогою електродвигуна встановленого над долотом.

Під час процесу буріння свердловини виконуються такі основні операції:

1. Опускають буровий інструмент у свердловину;

2. Обертання долота і руйнування породи;

3. Нарощування бурового інструменту з поглибленням свердловини;

4. Промивання вибою глинистим розчином для виділення вибуреної породи на поверхню;

5. Піднімання бурового інструменту з метою заміни зношеного долота.

Операції з поглиблення свердловини періодично перериваються для спускання в свердловину обсадних труб, які оберігають стінки свердловини від обвалів і одночасно розмежовують нафтові, газові і водоносні горизонти.

Одночасно в процесі буріння свердловини виконується допоміжна робота випробування окремих горизонтів на приплив, відбір керна, вимірювання кривини стовбура свердловини, освоєння свердловини та інше.

3. Нафта і газ являють собою складну природну суміш вуглеводнів різної будови з домішками не вуглеводневих компонентів. Склад нафти надзвичайно складний і різноманітний. Він може змінюватись навіть у межах одного покладу. Разом з тим усі фізико-хімічні властивості нафти її товарні якості в першу чергу визначаються складом характеризуючи склад нафти використовують поняття елементарного, фракційного і групового складів. Елементарним складом нафти називають частковий вміст у ній тих чи інших елементів. Основні елементи з яких складається нафта вуглець і водень. У більшості нафт склад вуглецю коливається в межах 83-87%, кількість водню рідко перевищує 12-14%. Значно менше в нафті міститься інших елементів азоту, сірки. Їхня частка рідко перевищує 3-4%.

Поділ складних сумішей до яких належить нафта на більш прості називають фракціонуванням. Нафту поділяють на фракції шляхом перегонки(дистиляції). Усі фракції нафти які виникають до 300 ⁰С відносяться до світлих нафтопродуктів. Фракції, що залишаються це мазут з якого одержують масла, гудрон і бітум. У пластовій нафті міститься велика кількість легких фракцій вуглеводнів які при зниженні тиску переходять у газову фазу.

Лекція №4

Конструкція свердловин, призначення їх елементів.

План.

1.Конструкція вибоїв свердловин. Вимоги до них, умови застосування.

2.Механічні методи впливу на привибійну зону пласта.

1. Нафтові, газові і газоконденсатні свердловини мають спеціальне підземне і наземне обладнання. До підземного обладнання належить: обладнання вибою і стовбура свердловини, а до наземного обладнання устя , промислові споруди. Обладнання вибою призначається для попередження руйнування продуктивного пласта і винесення до вибою твердих частинок. Одночасно воно повинно створювати, як можна менше перепон роботам із збільшення продуктивності свердловини. Залежно від геологічних і технологічних умов розроблення родовищ використовуються такі типи конструкції вибоїв свердловин: 1)відкритий вибій(рис.4.1), башмак обсадної колони цементується перед покрівлею продуктивного пласта. Така конструкція чинить найменші перешкоди перетіканню нафти до свердловини, але можлива лише у стійких породах; 2)вибій перекритий хвостовиком колони перфорованим перед спуском(рис.4.2). Таку свердловину бурять до підошви продуктивного пласта і встановлюють об садні труби, але у межах пласта вони не цементуються. Ця конструкція надійніша за попередню, але виникає більше перепон припливу пластових флюїдів; 3)вибій обладнаний фільтром(рис.4.3) коли є небезпека попадання піску в свердловину. Обсадна труба цементується до покрівлі пласта, а далі у пласті встановлюють спеціальні фільтри;

Рис.4.1 Рис.4.2 Рис.4.3 Рис.4.4

4)свердловина з перфорованим вибоєм(рис.4.4). Складають 90% загального фонду. При їх спорудженні буріння ведеться до підошви продуктивного пласта.

Свердловина складається з направлення 6-20м., кондуктора 50-200м. і більше однієї або кількома проміжних і експлуатаційної колон.

2. До механічних методів впливу відносяться способи перфорації свердловин. З цієї групи слід виділити метод гідравлічного розриву пласта(ГРП). Суть його в нагнітанні рідини під високим тиском в результаті чого в привибійній зоні розкриваються існуючі тріщини чи утворюються нові. Для попередження змикання тріщин(після зняття тиску) в них разом з рідиною нагнітається крупнозернистий пісок, як розклинювальний матеріал. У результаті збільшується проникність порід привибійної зони, а вся система тріщин зв’язує свердловину з віддаленими від стовбура продуктивними частинами пласта, радіус тріщин може досягати декількох десятків метрів.

СПОСОБИ ПЕРФОРАЦІЇ СВЕРДЛОВИНИ:

1. КУЛЬОВА ПЕРФОРАЦІЯ.

1. 

   пулевий перфоратор

2. заряд взр.е-і

3. кулі

4.стовбур

5.кабель

6.отвір.

2.Торпедна перфорація: стріляють торпедами, що вибухають у шарі. 3.Кумулятивна перфорація: цементний камінь пропалюється струменем газу.

ГИЛРОПІСКОСТРУЙНА ПЕРФОРАЦІЯ.

1. рідина з піском

2. насадка з твердий, сплаву

3. перфораційні канали

Механізм утворення тріщин під час розриву пласта наступний: під тиском, що створюється в свердловині насосними агрегатами рідина розриву, що добре фільтрується проникає в першу чергу в зони найбільшої проникності, при цьому між пропластками по вертикалі створюється перепад тисків, оскільки в проникніших пропластках тиск більший.

У результаті на покрівлю і підошву проникного пласта починають діяти розривні сили і вище залягаючі породи зазнають деформацій, а на межах пропластків утворюються горизонтальні тріщини. У процесі заповнювання не фільтруючої рідини механізм розриву пласта товстостінних посудин, тому потрібен більш високий тиск. Тріщини, які при цьому утворюються, як правило, вертикально спрямовані. Можна це пояснити наявністю в продуктивних пластах мікроскопічних і макроскопічних тріщин, а також пластичними деформаціями глин і глинистих пластів, що зустрічаються в розрізі в процесі буріння і витіснених у стовбур свердловини під дією сили ваги вище залеглих порід. Процес ГРП складається з таких послідовно продовжуваних операцій: 1)встановлення пакеру для герметизації затрубного простору; 2)нагнітання в пласт рідини розриву з метою утворення і розширення тріщин, нагнітання рідини-носія з піском призначене для закріплення тріщин чи зберігання їх відкритого стану. Заповнювання протискувальної рідини для витіснення піску в тріщини пласта з НКТ і стовбура свердловини. Наведемо загальні вимоги до всі рідин, які називаються робочими: а)вони не мають знижувати ні абсолютну ні фазову проникності порід пласта і тому в процесі ГРП у видобувних свердловинах використовують рідини на вуглеводневій основі, а у водонагнітальних на водній; б)властивості рідин мають забезпечувати найбільш повне видалення їх із створених тріщин і порового простору порід. Вони по можливості можуть бути взаємо розчинні з пластовими флюїдами; в)їх в’язкість має бути стабільною в пластових умовах проведення ГРП. Ефективність ГРП визначається розкритістю і довжиною тріщин чим вони більші тим більша ефективність обробки. Для їх створення у свердловину заповнюють 4-20т. піску(розміром 0,25-1,6мм.). При чому перші порції 30-40% рекомендується складати з фракцій 0,4-0,6мм. З подальшим переходом на більш великі фракції. Концентрація піску в рідині-пісконосію залежить від її фільтрованості і стримувальній здатності і змінюється в межах 40-600 кг/м³ рідини. При проведенні ГРП для заповнювання робочої рідини використовується насосне обладнання УН-630-700А. Для приготування піщано-рідинної суміші і подавання її на прийом насосних устаткувань. Транспортування робочих рідин здійснюється автоцистернами АЦН. Процес ГРП контролюють за допомогою показуючих і записуючих манометрів.

Лекція №5