Основы нефтегазопромыслового дела. Учебное пособие

Печатается по решению учёного совета Самарского государственного технического университета (протокол № 8 от 28.03.2019 г.)

УДК 553.98(075.8) ББК 33.36я73 Б12

Бабицкая К.И.

Основы нефтегазопромыслового дела: учеб. пособие / К.И. Бабицкая,

Е.И. Соболева, К.А. Овчинников, А.М. Зиновьев, Н.М. Максимкина. – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2020. – 72 с.

Дан справочный материал для подготовки к контрольной работе по дисциплине «Основы нефтегазопромыслового дела».

Предназначено для студентов, обучающихся по направлению бакалавриата 210301 «Нефтегазовое дело», профиль подготовки «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти». Представленный материал включает в себя тесты для самоконтроля знаний.

Рецензент: доцент, канд. техн. наук О.М. Елашева

УДК 553.98(075.8) ББК 33.36я73 Б12

ÓК.И. Бабицкая, Е.И. Соболева, К.А. Овчинников, А.М. Зиновьев, Н.М. Максимкина, 2020

ÓСамарский государственный технический университет, 2020

2

ПРЕДИСЛОВИЕ

Данное учебное пособие содержит информацию, необходимую студентам всех форм обучения для подготовки к контрольной работе по дисциплине «Основы нефтегазопромыслового дела».

Студентам предлагается рассмотреть методы подсчёта запасов нефти и газа. Изучить категории запасов по степени изученности ме-

сторождений. Произвести подсчёт не только начальных, но и остаточ-

ных запасов нефти и газа. Метод подсчёта остаточных запасов приме-

ним только для залежей, находящихся в длительной разработке.

Запасы нефти и газа на новых площадях оценивают путём срав-

нения новых месторождений со старыми, похожими на только что открытые. Коэффициенты извлечения и использования пор для вновь открытой залежи устанавливаются также путём сравнения парамет-

ров залежи, имеющей аналогичные геологические условия.

Для корректной разработки нефтяных месторождений требуется знать объём запасов нефти и газа, гидродинамические условия, в ко-

торых находится нефтяная залежь.

Внастоящее время улучшились методы и повысилось качество геологического изучения недр и коллекторов, содержащих залежи нефти и газа. Значительно возросла точность определения параметров для подсчёта запасов нефти и газа и возможность использования для этого геофизических методов исследования.

Вданном пособии рассмотрена форма существования пластовой энергии. Еще в 1920-х гг. И.Н. Стрижовым была высказана идея су-

ществования упругого режима разработки нефтяных пластов. Рас-

смотрены технологии вскрытия продуктивных пластов.

3

Рассмотрены основы переработки нефти, так как нефтеперера-

ботка представляет собой стратегически важную отрасль экономики,

которая имеет достаточно богатую историю. Именно Россия считает-

ся родиной промышленной переработки нефти.

4

ВВЕДЕНИЕ

Подсчёт запасов нефти и газа является основой задачей специали-

ста нефтепромыслового дела при проектировании разработки нефтяных месторождений. Всестороннее и детальное изучение недр позволит до-

стоверно оценить ресурсную базу объекта, содержащего углеводород-

ное сырьё, выстроить стратегию освоения недр, развить инфраструкту-

ры для эффективного извлечения полезных ископаемых.

Изучение залежи производится непрерывно с момента открытия до полного завершения разработки. С повышением степени изучен-

ности статические модели строения залежи совершенствуются, а

также производится пересчёт запасов.

Выбор аналитического метода подсчёта запасов нефти зависит от качества и количества исходных данных, режима работы залежи, а

также степени её изученности.

Собственно объёмный метод подсчёта запасов нефти основан на знании геологических условий залегания нефти в пласте. Он является основным методом и используется для подсчёта запасов нефти для залежей с любым режимом разработки.

Параметры для подсчёта запасов определяют на основании тща-

тельного изучения данных по разведочным и эксплуатационным скважинам. При этом необходимо обращать внимание на комплекс-

ное изучение этих данных в целях достижения максимальной объек-

тивности и тщательности их обработки.

Важную роль в процессе разработки играет форма пластовой энергии, которая зависит от множества влияющих на поведение пла-

ста искусственных и естественных факторов. С помощью различных

5

методов воздействия на пласт возможна разработка при различных режимах. Далее более подробно рассмотрен упругий режим.

В данной работе представлен материал для изучения особенно-

стей разработки литологически экранированной нефтяной залежи

(замкнутый режим), а также сделано сравнение данного режима с во-

донапорным режимом разработки.

Представлена обзорная часть по процессам первичной перера-

ботки нефти. Процессы, при которых не предполагаются химические изменения компонентов нефти и которые представляют собой лишь её физическое разделение на фракции, называют первичной перера-

боткой нефти.

Сначала нефть, поступившая на НПЗ по трубопроводу и/ или в вагоноцистернах, проходит первичный технологический процесс очистки нефти от солей, воды и механических примесей. Дальнейший процесс переработки представлен ниже.

6

ГЛАВА 1. ЗАПАСЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

1.1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Запасами называется весовое количество нефти, конденсата, со-

держащихся в них компонентов, и объём газа, зафиксированные на дату подсчёта в установленной залежи, приведённые к стандартным условиям (давление 0,1 МПа и температура 20 °С) [1].

Необходимо учитывать влияние объёма и качества промыслово-

геофизической информации, которая получена в процессе поисково-

разведочных работ и эксплуатации залежи на величину запасов. Ва-

жен также и применяемый метод подсчёта.

В процессе накопления фактических данных подсчитываемые за-

пасы залежи претерпевают существенные изменения. Чем выше сте-

пень изученности, больше фактических данных, тем более достовер-

ные подсчитанные запасы.

Ресурсами называют массу нефти, конденсата и объём газа, за-

фиксированные на дату оценки, приведённые к стандартным услови-

ям, содержащиеся в невскрытых бурением объектах [1].

Запасы залежей и месторождений нефти, растворённого газа,

конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промыш-

ленное значение, подсчитываются и учитываются как геологические и извлекаемые запасы.

Геологическими запасами называют количество нефти и газа,

конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в залежах, изученных бурением, и наличие которых в недрах доказано

7

пробной или промышленной эксплуатацией, или испытанием сква-

жины, или обосновывается геолого-физическими исследованиями.

Извлекаемыми запасами называют часть геологических запасов,

которые могут быть извлечены из недр с начала срока разработки при оптимальных проектных решениях с использованием современных доступных технологий с учётом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

По величине начальных извлекаемых запасов нефти и газа место-

рождения можно разделить на пять групп (табл. 1.1).

Таблица 1.1

Распределение месторождений нефти и газа

по величине извлекаемых запасов

Ресурсы нефти на объектах с предполагаемой нефтегазоносно-

стью оцениваются и учитываются как:

– геологические (количество нефти, газа, конденсата, содержаще-

еся в невскрытых бурением ловушках в перспективных нефтегазо-

носных пластах или комплексах на основе геологических представле-

ний, геологических, геофизических и геохимических исследований);

– извлекаемые (часть геологических ресурсов, которую прогно-

зируется извлечь с использованием современных доступных техноло-

гий с учётом требований по охране недр и окружающей среды).

8

Под подсчётом запасов подразумевают комплекс научных иссле-

дований, направленных на создание объективных, максимально при-

ближённых к реальной действительности геологических моделей за-

лежей в соответствии со степенью их изученности, на основе которых различными методами определяется количество углеводородного сы-

рья и содержащихся в нём компонентов [2, 3].

Наиболее распространённым методом подсчёта традиционных запасов углеводородов является объёмный. В качестве вспомогатель-

ного метода подсчёта запасов нефти и газа является подсчёт методом материального баланса по разрабатываемым месторождениям(для залежей, где накопленные отборы газа составляют 30 % от начальных геологических запасов, преобладает газовый режим), а по газовым за-

лежам, находящимся в эксплуатации, запасы определяют методом падения пластового давления.

Сущность объёмного метода подсчёта запасов нефти заключается в определении массы нефти в насыщенных флюидом объёмахпу стотного пространства пород-коллекторов залежей или их частей,

приведённой к стандартным условиям.

Величину этих объёмов получают путём умножения горизон-

тальной проекции площади залежей нефти(F) на среднее значение вертикальной эффективной нефтенасыщенной толщины пласта(h),а

также на средневзвешенные значения коэффициента открытой пори-

стости m и коэффициента нефтенасыщенности α. При этом выраже-

ние Fh определяет объём коллекторов залежи (ее части), Fhm – объём пустотного пространства пород, Fhmα – объёмы пустотного про-

странства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью.

9

В связи с тем, что нефть в пластовых условиях содержит раство-

рённый газ, необходимо привести объём пластовой нефти к объёму дегазированной нефти в стандартных условиях. Здесь используется среднее значение пересчётного коэффициента q = 1/в, учитывающего усадку нефти, где в – объёмный коэффициент нефти.

Начальные геологические запасы нефти определяют:

где F – площадь нефтеносности, тыс. м2;

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м; m – коэффициент пористости, д. ед.;

ρповн – плотность нефти в поверхностных условиях т/м3;

α – коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.;

θ – переводной коэффициент.

Величина извлекаемых запасов определяется с помощью коэф-

Начальные геологические запасы газаVнач.геол, растворённого в нефти, при любом режиме залежи определяются по начальным геоло-

где Г – начальное газосодержание, м3/т.

Среди международных классификаций запасов и ресурсов угле-

водородного сырья российские нефтяные компании наиболее часто сталкиваются со следующими.

10