Невралгия

Основы разработки нефтяных месторождений и эксплуатация скважин. Основы разработки газовых месторождений

Введение …...................................................................................................................................3

1. Основы разаработки нефтяных и газовых местрождении …................................................5

1.1. Паспеределение углеводородоы по высоте залежеи ….........................................5

1.2. Понятие о контурах нефтеносности и водонефтянои зоны залежеи.....................7

1.3. Режимы разработки нефтяных месторождении …..................................................8

1.4. Технологии воздеиствия на залежь нефти …..........................................................11

1.5. Вытеснения нефти из пластов-коллекторов различными агентами.....................14

2. Дебитометрия и расходометрия ….........................................................................................17

2.1. Барометрия …............................................................................................................19

2.2. Термометрия …..........................................................................................................20

3. Определение эксплуатационных характеристик продуктивных пластов ….......................22

3.1. Определение дебита и приемистости скважин …...................................................22

3.2. Определение работающих мощностеи пласта …...................................................23

3.3. Определение коэффициента продуктивности и пластового давления................24

4. Изучения технического состояния скважин ….......................................................................26

Список литературы ….................................................................................................................27

Введение

Успешная разработка нефтяных и газовых месторождений определяется тем, насколько будет выбрана система разработки. В процессе разработки возникает необходимость контролировать и уточнять состояние залежей с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при их разбуривании и эксплуатации. Высокая эффективность систем заводнения обусловлена тем, что при помощи закачки воды повышают пластовое давление, в результате чего нефть эффективнее выжимается из порового пространства к эксплуатационным скважинам. Главное преимущество таких систем заключается в том, что при заводнении повышается интенсивность отбора нефти из пласта. С другой стороны такие методы поддерживания пластового давления представляют опасность заводнения продуктивных пластов. Может возникнуть такая ситуация, когда закачиваемая вода «опередит» нефть, продвигаясь по наиболее проницаемым участкам. В этом случае часть нефти в пласте изолируется в так называемых «целиках», что в свою очередь затруднит ее извлечение. Очень важно иметь возможность регулирования процессов заводнения. Способы регулирования, основанные на изменении дебетов закачки воды и отбора нефти, требуют информации о текущих изменениях в пласте. Контроль за заводнением - одна из важнейших и самых сложных проблем разработки нефтяных месторождений. В настоящее время более 70% нефти добывается из месторождений, которые эксплуатируются с поддержанием пластового давления путем заводнения. Одним из главных вопросов рациональной разработки нефтяных месторождений с естественным упруговодонапорным режимом, а также с применением законтурного и внутриконтурного заводнений является контроль и регулирование продвижения контуров нефтеносности.

Целью геофизического контроля является получение информации о состоянии и изменениях, происходящих в продуктивных пластах в процессе их эксплуатации. При этом под геофизическими методами понимают все методы, проводимые когда-либо на территории месторождения. В настоящее время контроль за разработкой развился в отдельное направление со своей методикой, методами и аппаратурой. Использование этих методов позволяет решать следующие задачи:

1. Определять положение и наблюдать за продвижением ВНК и ГНК в процессе вытеснения нефти из пласта;

2. Контролировать перемещение фронта нагнетательных вод по пласту;

3. Оценивать коэффициенты текущей и конечной нефтенасыщенности и нефтеотдачи пластов;

4. Изучать отдачу и приемистость (способность пласта принимать закачиваемую воду) скважин;

5. Устанавливать состояние флюидов в стволе скважины;

6. Выявлять места поступления в скважину вод и перетоков нефти и воды в затрубном пространстве;

7. Оценивать техническое состояние эксплуатационных и нагнетательных скважин;

8. Изучать режим работы технологического оборудования эксплуатационных скважин;

9. Уточнять геологическое строение и запасы нефти.

До конца 40-х годов XX века ВНК изучался преимущественно по данным электрокаротажа. Это, естественно, накладывало свои ограничения: исследования проводились только в необсаженных скважинах, следовательно, геологи получали информацию о первоначальном положении ВНК, начальном контуре нефтеносности, нефтенасыщенности, интервалах перфорации. Перемещение внутреннего контура нефтеносности можно было проследить только по появлению воды в эксплуатационных скважинах.

В 50-х годах XX века с внедрением радиоактивного каротажа появилась реальная возможность создавать способы разделения нефтеносных и водоносных коллекторов в обсаженных скважинах. Однако результаты этих методов достоверны только в том случае, если установлено, что вода не поступает в скважину из других пластов вследствие нарушения колонны или тампонажа скважин. При контроле за разработкой основным является различие по нейтронным свойствам минерализованной пластовой воды. Наиболее благоприятные условия существуют на местах с минерализацией пластовой воды более 100 г/л (пласты девона и карбона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции ~300 г/л). Хуже обстоит дело при минерализации 20-30 г/л (Зап. Сибирь). В этом случае прибегают к помощи импульсных нейтронных методов (ИННК), которые существенно повышают чувствительность к нейтронным свойствам пласта. Наряду со стационарными и импульсными методами при контроле за разработкой широкое распространение получили методы радио-, термометрии, акустического каротажа, дебитометрии, а также специальные методики интерпретации.

100 р бонус за первый заказ

Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line

Узнать цену

С древнейших времен люди использовали нефть и газ там, где наблюдались их естественные выходы на поверхность земли. Такие выходы встречаются и сейчас. В нашей стране - на Кавказе, в Поволжье, Приуралье, на острове Сахалин. За рубежом - в Северной и Южной Америке, в Индонезии и на Ближнем Востоке.

Все поверхностные проявления нефти и газа приурочены к горным районам и межгорным впадинам. Это объясняется тем, что в результате сложных горообразовательных процессов нефтегазоносные пласты, залегавшие ранее на большой глубине, оказались близко к поверхности или даже на поверхности земли. Кроме того, в горных породах возникают многочисленные разрывы и трещины, уходящие на большую глубину. По ним выходят на поверхность нефть и природный газ.

Наиболее часто встречаются выходы природного газа - от едва заметных пузырьков до мощных фонтанов. На влажной почве и на поверхности воды небольшие газовые выходы фиксируются по появляющимся на них пузырькам. При фонтанных же выбросах, когда вместе с газом извергаются вода и горная порода, на поверхности остаются грязевые конусы высотой от нескольких до сотен метров. Представителями таких конусов на Апшеронском полуострове являются грязевые «вулканы» Тоурагай (высота 300 м) и Кянизадаг (490 м). Конусы из грязи, образовавшиеся при периодических выбросах газа, встречаются также на севере Ирана, в Мексике, Румынии, США и других странах.

Естественные выходы нефти на дневную поверхность происходят со дна различных водоемов, через трещины в породах, через пропитанные нефтью конусы (подобные грязевым) и в виде пород, пропитанных нефтью.

На реке Ухте со дна через небольшие промежутки времени наблюдается всплытие небольших капель нефти. Нефть постоянно выделяется со дна Каспийского моря недалеко от острова Жилого.

В Дагестане, Чечне, на Апшеронском и Таманском полуострове, а также во многих местах земного шара имеются многочисленные нефтяные источники. Такие поверхностные нефтепроявления характерны для горных регионов с сильно изрезанным рельефом, где балки и овраги врезаются в нефтеносные пласты, расположенные вблизи поверхности земли.

Иногда выходы нефти происходят через конические бугры с кратерами. Тело конуса состоит из загустевшей окисленной нефти и породы. Подобные конусы встречаются на Небит-Даге (Туркмения), в Мексике и других местах. На острове Тринидат высота нефтяных конусов достигает 20 м, а площадь «нефтяных озер» вокруг них - 50 га. Поверхность таких «озер» состоит из загустевшей и окисленной нефти. Поэтому даже в жаркую погоду человек не только не проваливается, но даже не оставляет следов на их поверхности.

Породы, пропитанные окисленной и затвердевшей нефтью, именуются «кирами». Они широко распространены на Кавказе, в Туркмении и Азербайджане. Встречаются они, хотя и реже, на равнинах: на Волге, например, имеются выходы известняков, пропитанных нефтью.

В течение длительного времени естественные выходы нефти и газа полностью удовлетворяли потребности человечества. Однако развитие хозяйственной деятельности человека требовало все больше источников энергии.

Стремясь увеличить количество потребляемой нефти, люди стали рыть колодцы в местах поверхностных нефтепроявлений, а затем бурить скважины.

Сначала их закладывали там, где нефть выходила на поверхность земли. Но количество таких мест ограничено. В конце прошлого века был разработан новый перспективный способ поиска. Бурение стали вести на прямой, соединяющей две скважины, уже дающие нефть.

В новых районах поиск месторождений нефти и газа велся практически вслепую, шарахаясь из стороны в сторону. Любопытные воспоминания о закладке скважины оставил английский геолог К. Крэг.

«Для выбора места съехались заведующие бурением и управляющие промыслами и сообща определили ту площадь, в пределах которой должна быть заложена скважина. Однако с обычной в таких случаях осторожностью никто не решался указать ту точку, где следовало начинать бурение. Тогда один из присутствующих, отличавшийся большой смелостью, сказал, указывая на кружившую над ними ворону: «Господа, если вам все равно, давайте начнем бурить там, где сядет ворона...» Предложение было принято. Скважина оказалась необыкновенно удачной. Но если бы ворона пролетела на сотню ярдов дальше к востоку, то встретить нефть не было бы никакой надежды...» Понятно, что так не могло долго продолжаться, ведь бурение каждой скважины стоит сотни тысяч долларов. Поэтому остро встал вопрос о том, где бурить скважины, чтобы безошибочно находить нефть и газ.

Это потребовало объяснить происхождение нефти и газа, дан мощный толчок развитию геологии - науки о составе, строении и истории Земли, а также методов поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ

Природный резервуар - естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Виды: пластовый, массивный, линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон).

Пластовый резервуар (Рисунок 1.1) представляет собой коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади.

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема пластового резервуара

1 - коллектор (песок); 2 - плохо проницаемые породы

Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Большинство массивных резервуаров особенно широко распространенных на платформах, представлено известняково-доломитизированными толщами.

Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы:

1. однородные массивные резервуары - сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных (Рисунок 1.2а).

Рисунок 1.2а - Схема однородного массива

2. неоднородные массивные резервуары - толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков, песков и песчаников, сверху перекрытых глинами. (Рисунок 1.2б)

Рисунок 1.2б - Схема неоднородного массива

Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон (Рисунок 1.3).В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой.

Рисунок 1.3 - Резервуар, литологически ограниченный со всех сторон практически непроницаемыми породами

Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий:

ü наличие проницаемых горных пород (коллекторов);

ü непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек);

ü а так же пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке).

Ловушка - часть природного резервуара, в котором благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по удельным весам.

Типы ловушек (Рисунок 1.4):

Структурная (сводовая) - образованная в результате изгиба слоев;

Стратиграфическая - сформированная в результате эрозии пластов - коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;

Тектоническая - образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.

Литологическая - образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.

Рисунок 1.4 - Типы ловушек

Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Типы: пластовая, массивная, литологически ограниченная, стратиграфически ограниченная, тектонически экранированная (Рисунок 1.5а - д).

Рисунок 1.5а - Пластовый тип залежи

Рисунок 1.5г - Залежь тектонически экранированного типа

Рисунок 1.5д - Залежь массивного типа

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности или газоносности (Рисунок 1.6). Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазаносного пласта называют его толщиной.

Рисунок 1.6 - Схема залежи пластового типа

Части пласта: 1 - водяная, 2 - водонефтяная, 3 - нефтяная, 4 - газонефтяная, 5 - газовая; 6 - породы-коллекторы; Н - высота залежи; h г, h н - высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи.

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми .

В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом:газовые , если оно содержит только газовые залежи, состоящие более чем на 90 % из метана, газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные). В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая - газовая, в нефтегазовых - газовая шапка превышает по объему нефтяную часть. К нефтегазовым, относятся так же залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой. Газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные : в первых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых газоконденсатная (Рисунок 1.7).

К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза - конденсат.

Рисунок 1.7 - Классификация залежей по фазовым состояниям углеводородов

1.2 ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Понятие о разработке месторождений нефти . Схема размещения скважин, ме-тоды воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

· Изверженные породы- образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

· Осадочные породы -образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой). Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.

Стратиграфическая таблица

Эратема	Система, год и место установления	Индекс	Число отделов	Число ярусов
Кайнозойская	Четвертичная,18229, Франция Неогеновая, 1853, Италия Палеогеновая, 1872, Италия
Мезозойская	Меловая, 1822, Франция Юрская, 1793, Швейцария Триасовая, 1834, Центр. Европа
Палеозойская	Пермская, 1841, Россия Каменноугольная, 1822, Великобритания Девонская, 1839, Великобритания Селурская,1873, Великобритания Ордовикская, 1879, Великобритания Кембрийская, 1835, Великобритания

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью. Промышленные скопления нефти (газа ) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов . Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью , называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами.

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа ) называются залежами нефти (газа ).

Совокупность залежей нефти и газа , сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением.

Обычно залежь нефти (газа ) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

Антиклиналь Синклиналь

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов, является

· направление падения;

· простирание;

· угол наклона

Падение пластов- это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь - это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

· Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.

· Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

· Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

· Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа ) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа .

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§ Наличие пласта- коллектора

§ Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают

§ Сводовую ловушку

§ Литологически экранированные