Отчет по практике: Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

2)      наклонно-направленная;

)        горизонтальная;

)        многоствольная или многозабойная

Вертикальная скважина - это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.

Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Так как "в природе нет прямых линий" и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону - ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении.

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).

Многоствольные скважины, также как и многозабойные, имеют основной ствол и один или несколько дополнительных. Ключевым отличием является расположение точки разветвления стволов. Если точка находится выше продуктивного горизонта, на который пробурена скважина, то скважину называют многоствольной (МСС). Если же точка разветвления стволов находится в пределах продуктивного горизонта, то скважину называют многозабойной (МЗС) [11].

Опорные скважины подразделяются на две группы:

К первой группе относят скважины, закладываемые в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочных пород и установления возраста и вещественного состава фундамента.

Ко второй группе относят скважины, закладываемые в относительно изученных районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для освещения отдельных принципиальных вопросов с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

3. Физика нефтяного и газового пласта

.1 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

Физика пласта - наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; методы их анализа, а также физические основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов.

Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора.

По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике - в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах.

Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:

) гранулометрический (механический) состав пород;

) пористость;

) проницаемость;

) капиллярные свойства;

) удельную поверхность;

) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);

) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.

Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность породы [13].

Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т. е. наличием в них пустот (пор). Каналы, образуемые порами, можно условно разделить на три группы:

)        крупные (сверхкапиллярные) - диаметром более 0,5 мм;

)        капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм;

)        субкапиллярные - менее 0,0002 мм.

Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность "метр в квадрате". Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов в смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Упругость пласта - это его способность изменять свой объем при изменении давления. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышележащих пород (горное давление), и противодействующим ему давлением пластовых флюидов (нефти, воды, газа), насыщающих пласт. При отборе нефти и газа пластовое давление снижается и под действием горного давления объем пласта и пор в нем уменьшается. Это приводит к дополнительному выталкиванию нефти и газа из пор.

Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Количественно ее оценивают величиной коэффициента нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности), который находится как доля объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).

3.2 Физические свойства пластовых флюидов

Высокие давление и температура в пласте сказываются на свойствах находящихся в нем нефти (конденсата), газа и воды.

Прежде всего, в зависимости от термодинамических условий в замкнутом пространстве пласта происходит изменение соотношения объемов жидкой и газовой фаз.

В газонефтяных месторождениях под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и пластовой воде. Количество газа, растворенного в нефти, характеризуется величиной газового фактора, под которым понимается объем газа, выделяющегося из пластовой нефти при снижении давления до атмосферного, отнесенный к 1 м³ или 1 т дегазированной нефти. Для подсчета запасов газаразгазирование производят при стандартных условиях, а для прогнозирования фазовой проницаемости - при пластовой температуре. В области высоких давлений растворимость газов линейно зависит от избыточного давления. При одинаковых условиях растворимость углеводородных газов в нефти в несколько раз больше, чем в воде (рис. 2).

Рисунок 2 - Зависимость растворимости нефтяного газа от давления и температуры: а) в нефти плотностью 865 кг/м³; б) в пресной (1,2) и соленой (3,4) воде.

Давление, ниже которого начинается выделение растворенного в нефти газа, называется давлением насыщения. Его определяют по моменту появления первых газовых пузырьков в однородной до этого жидкой фазе.

Основными параметрами нефти, конденсата, газа и воды в пластовых условиях являются вязкость, плотность и параметры, которые влияют на изменение объема фаз - сжимаемость, объемный коэффициент.

Вязкость - это свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее (его) частиц относительно других.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическую вязкость определяют на основе обработки кривых течения сред. Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости жидкости (газа) к ее (его) плотности. Условная вязкость - отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 20°С.

Вязкость пластовой нефти существенно отличается от вязкости поверхностной (дегазированной) нефти, поскольку она содержит растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. Типичный характер зависимости вязкости пластовой нефти от давления в пласте показан на рис. 3. С увеличением давления сверх атмосферного вязкость пластовой нефти сначала уменьшается по экспоненциальному закону, а затем увеличивается в соответствии с уравнением прямой. Такое изменение вязкости обусловлено следующим. На первом участке с увеличением пластового давления увеличивается количество растворенного в нефти газа, что и приводит к уменьшению вязкости нефти, несмотря на некоторое ее сжатие. Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения - максимально возможному давлению, при котором для смеси заданного состава возможно установление полного фазового равновесия в условиях пласта. Последующий рост вязкости при дальнейшем увеличении давления обусловлен тем, что количество растворенного в нефти газа больше не увеличивается, а она продолжает сжиматься.

Рисунок 3- Характер зависимости вязкости пластовой нефти от давления и от температуры.

Характер изменения вязкости пластовой воды аналогичен.

Вязкость газа при изменении давления и температуры изменяется неоднозначно. При низких давлениях (до 10 МПа) с повышением температуры вязкость газов возрастает, что объясняется увеличением числа столкновений их молекул. При высоких давлениях газ настолько уплотнен, что определяющее влияние на его вязкость, как и у жидкостей, оказывают силы межмолекулярного притяжения, которые с ростом температуры ослабляются и, соответственно, вязкость газа уменьшается.

Плотность нефти в пластовых условиях зависит от состава нефти, состава и количества растворенного газа, температуры и давления. Изменяется она аналогично вязкости.

На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и растворенного газа, сильно влияет их минерализация. Плотность пластовых вод увеличивается пропорционально росту концентрации солей.

Нефть и вода обладают свойством уменьшать свой объем под действием возрастающего давления. Упругие свойства этих жидкостей характеризуются величиной коэффициента сжимаемости, который определяется как отношение изменения объема жидкости к произведению ее первоначального объема на изменение давлениz [10].

4. Разработка нефтяных и газовых месторождений

.1 Понятие о нефтяной и газовой залежи

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.

Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто - различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.

Места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т.е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной.

Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.

Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания oбycловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

Системой разработки месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты, с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число

резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений [12].

.2 Режимы работы залежей

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей (рис. 4):

)        жестководонапорный;

)        упруговодонапорный;

)        газонапорный;

)        растворенного газа;

)        гравитационный.

Рисунок 4 - Типы режимов нефтяного пласта: а) жестководонапорный; б)газонапорный; в) растворенного газа; г) гравитационный.

При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5-0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится [4].

При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.