Системы разработки месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

27

а б Рис. 1.7. Контейнеры для отбора проб под давлением:

а – проточный контейнер; б – двухкамерный контейнер

Схема перевода пробы из пробоотборников в контейнер приведена на рис. 1.8.

Рис. 1.8. Схема перевода пробы

Корпус пробоотборника 2 устанавливается в зажимные качалки 3, предназначенные для перемешивания пробы в приемной камере прибора. На верхний и нижний концы корпуса приемной камеры навинчивают переводники 1 и 5. Нижний переводник 5 соединяется трубкой с измерительным прессом 7, а

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

28

верхний 1 с контейнером 9, имеющим разделительный поршень 8. Полость пресса сообщается с переводником, в результате чего контейнер заполняется рабочей жидкостью (масло, глицерин и др.). Открыв вентиль переводника 5, заполняют его полость рабочей жидкостью, вытесняя находящийся в ней воздух. Затем, закрыв вентиль 4, продолжают повышать давление до момента открытия клапана пробоотборника. Этот момент отмечается по манометру 6, стрелка которого делает небольшой скачок вниз. Перед началом перевода пробы толкателем верхнего переводника открывают верхний клапан пробоотборника. Нефть из приемной камеры выжимается прессом и поступает в контейнер. Под действием давления нефти разделительный поршень контейнера опускается вниз, в результате чего рабочая жидкость вытесняется в емкость 10. Давление в системе при переводе пробы должно быть постоянным, равным пластовому давлению или несколько выше.

Методика отбора пробы нефти зависит от условий в залежи. Если пластовое давление намного превышает давление насыщения, отбор качественной пробы не вызывает затруднений. При забойных давлениях ниже давления насыщения, когда газ из нефти начинает выделяться только в призабойной зоне, перед отбором пробы изменяют режим работы скважины так, чтобы забойное давление было при новом режиме выше начального давления насыщения. Если давление в нефтяном пласте стало ниже давления насыщения, пробы пластовой нефти, соответствующие начальным условиям залежи, приготавливают искусственно, смешивая нефть и газ в необходимых пропорциях.

Отбор проб газа. Пробы газа отбирают из газопроводов, сепараторов, различных аппаратов, топочных устройств и помещений. Разнообразие возможных точек отбора газа на анализ потребовало создания различных приспособлений и аппаратов, обеспечивающих удобный и надежный отбор представительной пробы газа. При анализе пробы приходится учитывать расход газа, давление и температуру. Большинство приборов, предназначенных для отбора проб газа, служат одновременно и для хранения пробы, и для измерения ее объема.

К аппаратам, используемым для измерения объема и хранения газов в статических условиях, относятся калиброванные газометры, аспираторы, газовые бюретки, калиброванные газовые пипетки.

Калиброванные газометры (рис. 1.9) применяются в тех случаях, когда необходимо отмерить значительные объемы газа для анализа (от 4 до 30 л). Существуют мокрые и сухие газометры. Мокрыми газометрами пользуются, когда анализ газа производят сразу же после отбора пробы. Запирающей жидкостью служат насыщенный водный раствор поваренной соли или вода. Так как многие газы растворяются в жидкостях, для продолжительного хранения газа применяют сухие газометры со шлифом или резиновой пробкой.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

29

Рис. 1.9. Газометры: а – с напорной воронкой; б – сухой со шлифом; 1 – манометр; 2, 3, 4 – краны

Прежде чем пользоваться газометром, его нужно проверить на герметичность и градуировать. Газометр с напорной воронкой проверяется на герметичность следующим образом: наполнив газометр запирающей жидкостью, оставляют его на 20 минут с закрытыми верхними кранами и открытым нижним краном и следят, не вытекает ли из него жидкость. Если газометр герметичен, жидкость через открытый нижний кран вытекать не будет. Герметичность газометра может быть проверена еще следующим приемом: воронку и газометр заполняют жидкостью, закрывают нижний кран и кран отбора газа и следят (при открытом кране на воронке), не проникает ли жидкость через шлифы и не изменяется ли ее уровень. Для проверки на герметичность сухого газометра к одному крану присоединяют ртутный U-образный манометр, а к другому – вакуум-насос, при помощи которого из газометра откачивают воздух. Откачав до определенного вакуума воздух, перекрывают кран на трубке, соединенной с насосом, и, записав показания манометра, оставляют на 15 минут газометр в указанном положении. Если за истекшее время уровень ртути в манометре не изменится, значит газометр герметичен.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

30

Перед проверкой на герметичность все краны газометра должны быть хорошо промыты спиртом или эфиром, высушены и смазаны вазелином или другой смазкой. Градуировка газометров производится путем сливания воды из газометров в мерный цилиндр при комнатной температуре. По окончании градуировки на миллиметровой бумаге, приклеенной на газометр, проставляют значения, полученные при градуировке.

Порядок взятия пробы в газометр с напорной воронкой (см. рис. 1.9 а) следующий. Газометр, заполненный запирающей жидкостью, через кран 2 соединяется с пространством, откуда берется проба газа. При закрытом на воронке кране 4 открывают кран 2 и кран 3. Газ через кран 2 оказывает давление на запирающую жидкость, которая через кран 3 удаляется из газометра в приемник, освобождая место для газа. Не дав полностью стечь запирающей жидкости (уровень ее должен быть выше крана 3), закрывают кран 3, затем кран 2. Давление поступающего в газометр газа измеряют манометром 1.

Аспираторы (рис. 1.10), как и газометры, предназначены для измерения и хранения значительных объемов газа.

Рис. 1.10. Аспиратор

Для измерения небольшого объема газов, применяют различные бюретки (рис. 1.11), представляющие собой стеклянные градуированные трубки, соединенные каучуковой трубкой с уравнительным сосудом, и газовые пипетки.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

31

Рис. 1.11. Газовые бюретки

Для взятия пробы газа в газовую пипетку (рис. 1.12) последнюю заполняют жидкостью и присоединяют одной трубкой к пространству, из которого необходимо взять пробу газа. Открывают кран на этой трубке, а затем (или одновременно) второй кран пипетки. Давлением газа жидкость из пипетки вытесняется, а газ заполняет ее пространство. Если газовой пипеткой отбирают пробу газа из газопровода или другого пространства со значительной массой газа, то пипетку запирающей жидкостью не заполняют. А для отбора пробы один конец пипетки соединяют с газопроводом и сначала ее продувают (открыв оба крана) примерно 15-кратным объемом газа, а затем закрывают кран на свободной трубке и на трубке, сообщающейся с газовым пространством.

Рис. 1.12. Газовая пипетка

Для отбора проб конденсата или газа под давлением применяются контейнеры (см. рис. 1.7) и металлические баллоны высокого давления различной емкости (от 0,5 до 40 л) с одним или двумя вентилями (рис. 1.13).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

32

а б в Рис. 1.13. Баллоны для отбора под давлением проб газа или конденсата: а – проточный; б – непроточный; в – с сифонной трубкой

После отбора проб нефти или газа контейнеры, баллоны, газометры, бутылки и др. приборы с пробами снабжаются этикетками следующего содержания:

1)дата отбора пробы;

2)название месторождения;

3)номер скважины;

4)интервал перфорации;

5)диаметр дросселя;

6)вид пробы (отсепарированный газ, сырой или стабильный конденсат, нефть или вода);

7)место отбора пробы (из сепаратора, из емкости, из скважины и т.д.);

8)номер контейнера, баллона, канистры;

9)фамилия, инициалы и подпись лица, отбирающего пробу.

Этикетка сворачивается и привязывается к вентилю контейнера или баллона, к горловине бутылки или канистры. Наклеивать этикетку на корпус контейнера или бутылки не рекомендуется, т.к. при транспортировке проб в лабораторию этикетка может быть ободрана и потеряет свою информацию.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

33

2.НАЧАЛЬНЫЕ СВЕДЕНИЯ

ОНЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

2.1.Условия формирования залежей и месторождений нефти и газа

Для формирования крупных скоплений нефти и газа в недрах земной коры необходимо выполнение ряда условий. Это наличие:

проницаемых горных пород (пород-коллекторов);

непроницаемых горных пород, ограничивающих передвижение нефти и газа по вертикали (покрышек);

пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (в ловушке).

Горные породы – это минеральные агрегаты более или менее однородного минералогического и химического состава, образующие самостоятельные геологические тела.

Породы в зависимости от их происхождения подразделяют на три группы: магматические, осадочные и метаморфические. Промышленные запасы нефти и газа в основном содержатся в осадочных породах. В магматических и метаморфических породах залежи нефти и газа встречаются редко и промышленного значения, как правило, не имеют.

Осадочные породы по способу образования разделяют на:

обломочные породы (пески, песчаники, валуны, галечники, гравий, глина, глинистые сланцы, аргиллиты);

породы химического происхождения – хемогенные (известняки, туфы, доломиты, каменная соль, мел, каустобиолиты, бурые железняки);

породы органического происхождения – органогенные;

породы смешанного происхождения (мергели, глинистые известняки, песчаные известняки, опоки).

Пласты состоят из слоев, породы которых могут отличаться друг от друга составом, структурой, твердостью, окраской. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, а сверху – кровлей.

Пласты могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок (рис. 2.1), образовавшихся в результате колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью, а выпуклостью вниз – синклиналью. Соседние антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку. В России около 90 % залежей нефти и газа находятся в антиклиналях.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) и непроницаемые (покрышки). Порода-коллектор – это горная порода, которая может вмещать в себя и отдавать жидкости и газы. Подавляющая часть нефтяных

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

34

игазовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов – гранулярным с межзерновым пустотным пространством, трещиноватым и смешанного строения пустотного пространства. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают обломочные породы, имеющие гранулярную структуру: пески, рыхлые песчаники

идр. Встречаются также трещиноватые коллекторы, образованные из непроницаемых или малопроницаемых пород, но вмещающих в себя жидкости или газы за счет многочисленных микро- и макротрещин (трещиноватые известняки, например). На практике чаще встречаются породы-коллекторы смешанного типа, пустотное пространство которых слагается как системами трещин, так и межзерновым пространством внутри блоков, а также кавернами и карстовыми образованиями.

Рис. 2.1. Складка, образованная осадочными породами

Покрышки – это практически непроницаемые для жидкостей и газов горные породы. Чаще всего роль покрышек выполняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Также покрышками могут быть каменная соль и известняки.

Миграция нефти и газа также является одним из важных условий формирования залежей. Миграция происходит в толщах пород вместе с водой, которая обычно насыщает поровое пространство. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород-покрышек. Особая форма пласта (ловушка) препятствует последующей вертикальной миграции углеводородов.

Ловушкой называется часть природного резервуара, в которой нефть и газ могут скапливаться в проницаемых породах и задерживаться в них. Попав в ловушку, нефть, газ, вода распределяются в соответствии с их плотностью (под

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

35

действием сил гравитации они расслаиваются). Природный газ, как более легкий, занимает повышенную часть пласта, образуя так называемую газовую шапку. Ниже под газовой шапкой залегает нефть, а еще ниже, как самая тяжелая, пластовая вода.

Самые распространенные типы ловушек приведены на рис. 2.2.

Рис. 2.2. Типы ловушек:

а – антиклинальная; б – тектонически экранированная; в – стратиграфически экранированная; г – литологически экранированная; 1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – непроницаемая граница; 5 – глинистая порода

Наиболее распространены антиклинальные ловушки. Если в антиклинальной складке пласт-коллектор перекрыт непроницаемой толщей (покрышкой), то в последнем могут накапливаться углеводороды. По такой форме ловушки залежь называют пластовой сводовой. Высшую точку залежи называют вершиной. Стороны, расположенные по бокам от длинной оси залежи, называют крыльями, а центральную часть – сводом. Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой называют толщиной продуктивного пласта. Из общей толщины выделяют эффективную, т. е. только проницаемые пропластки, исключая