ОСНОВЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







ОСНОВЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ





Глава I.

ОСНОВЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ


Сулейманов А. Б., Карапетов К. А., Яшин А. С. Техника и технология ка-гитального ремонта скважин: Учебное пособие для учащихся профтехобразо-ьлния и рабочих на производстве. — М,, Недра, 1987. — 316 с., ил.

Приведены сведения по нефтепромысловой геологии, технике и технологии добычи нефти и газа. Описаны наземное и внутрискважинное оборудование эксплуатационных скважин, агрегаты, оборудование и инструмент, использу­емые при капитальном ремонте. Изложены технология проведения ремонтных работ и работ по повышению нефтеотдачи пластов, организация труда бригад капитального ремонта и экономика ремонтных работ. Большое внимание уде­лено охране труда и окружающей среды.

Для учащихся профессионально-технических училищ, а также подготовки и повышения квалификации бурильщиков и помощников бурильщиков капи­тального ремонта скважин, может быть использовано при профессиональном обучении рабочих на производстве.

Табл. 22, ил. 115.

Рецензенты: «Татнефть»)
. 2504030300—048 '043(01)—87
327—87

Б. Я. Зарецкий (Миннефтепром), Б. А. Лерман (ПО

Издательство «Недра», 1987


НЕФТЯНАЯ (ГАЗОВАЯ) ЗАЛЕЖЬ И НЕФТЯНОЕ (ГАЗОВОЕ) МЕСТОРОЖДЕНИЕ

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.

Все горные породы имеют поры — свободные пространства между зернами, т. е. обладают пористостью. Но 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 (газовыми) пластами или гори­зонтами.

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

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к опреде­ленной тектонической структуре, под которой пони­мают форму залегания горных пород. Термин тектоническая структура или просто структура применяют очень широко. Он характеризует структуру земли в целом, ее областей, районов и небольших участков.

Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процес­се образования единой тектонической структуре, называется нефтяным (газовым) месторождением. В частном случае, когда нефтяное или газовое месторождение состоит всего лишь из одной залежи нефти (газа), понятия о нефтяном (газовом) месторождении и нефтяной (газовой) залежи совпа­дают.


НЕФТЬ И ЕЕ СВОЙСТВА

Нефть и нефтяной газ — это сложная смесь углеводородов (соединений углерода с водородом).

Известно множество соединений углерода и водорода, разли­чающихся характером сцепления атомов углерода и водорода


и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводо­роды при нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие — в жидком (нефть) и, наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).

В среднем в нефти содержится 82—87% углерода (С), 11— 14% водорода (Н) и 0,4—1% примесей — соединений, содержа­щих кислород, азот и серу, асфальтовые и смолистые вещества.

Товарные качества нефтей определяют в лабораторных усло­виях путем ее разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефть начинает кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие угле­водороды, имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают испаряться более тяжелые.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 °С. Па­ры нефти, подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают, затем они снова превращаются в жидкость, ха­рактеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, при подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряют­ся самые легкие — бензиновые фракции, затем более тяжелые — керосиновые, соляровые и т. д.

Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40— 200 °С, бензиновые, 150—300 °С —керосиновые, 300—400 °С-соляровые, при 400 °С и выше — масляные.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы: малосмолистые — содержание смол не более 18%; смолистые — содержание смол от 18 до 35%; в ы с о к о с м о-л и с т ы е — содержание смол более 35%.

По содержанию парафина нефти делятся также на три груп­пы: б ее п а р а ф и н исты е — содержание парафина до 1%; слабопарафинистые — содержание парафина от 1 до 2%; парафинистые — содержание парафина более 2%.

Содержание в нефти большого количества смолистых и пара-финистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки. По содержанию серы нефти подразделяют на малосерни­стые — содержание серы до 0,5%; сернистые — содержание серы от 0,5 до 2,0%; в ы с о к о с е р н и с т ы е — содержание серы более 2,0%.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их ка­чество, вызывает осложнения при добыче, перекачке и перера­ботке нефти вследствие усиленной коррозии металлического обо­рудования.


О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Как известно, плотность харак­теризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблет­ся от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, так как обыч­но в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том чис­ле и нефти,— в яз кость, т. е. свойство жидкости сопротив­ляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкости.

За единицу динамической вязкости принима­ют вязкость такой жидкости, при движении к о т оро и в озни к ает сила внутреннего тренияв 1 Н (Ньютон) на площади 1 м2 междуслоям и, движу­щимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1 м/с. Размерность динамической вязкости:

[m] = Па-с (паскаль-секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па-с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей — мПа-с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1 мПа-с.

Вязкость нефтей, добываемых в СССР, в зависимости от их характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа-с. Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже 200 мПа-с (0,1—0,2 Па-с) и более.

Кинематическая вязкость—отношение динамиче­ской вязкости к плотности, измеряют ее в м2/с.

Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов поль­зуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вяз­кости воды при определенной температуре. Измерения проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия виско­зиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и во­ды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУг, где индекс t указывает температуру измерения.

За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение вре­мени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20°С. С повышением температуры вязкость нефти (как и любой Другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного в нефти газа вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличе­ние температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило,


всегда содержится определенное количество растворенного га­за. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда мень­ше, чем вязкость на поверхности.

НЕФТЯНЫЕ ГАЗЫ И ИХ СВОЙСТВА

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами. Они представляют собой смесь углеводородов — метана, пропана, бутана, пентана и др. Самый легкий из всех углеводородов — метан; в газах, добы­ваемых из нефтяных и газовых месторождений, метана содер­жится от 40 до 95 %.

Одной из основных характеристик углеводородных газов яв­ляется относительная плотность, под которой пони­мают отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плот­ность нефтяных газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких угле­водородов — метана СН4 и этана C2H6 (относительная плот­ность— 1,038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ними по относительной плотности пропан — С3Н8 (1,522) и бутан — С4Н10 (2,006) также относятся к газам, но легко пере­ходят в жидкость даже при небольших давлениях.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные. Сухим газом назы­вают природный газ, который не содержит тяжелых углеводоро­дов или содержит их в незначительных количествах. Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в та­ких количествах, когда из него целесообразно получать сжижен­ные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана.

В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в не­значительных количествах углекислый газ, сероводород и др.. Состояние газа характеризуется давлением р, температурой Т и объемом V. Соотношения между этими параметрами опре­деляются законами газового состояния идеального газа. Однако при одних и тех же условиях состояние реальных газов (в том числе и природного, нефтяного) значительно отклоняется от со­стояния идеальных газов. Согласно кинетической теории газов, идеальным считается газ, молекулы которого не взаимодей­ствуют друг с другом, в то время как в действительности моле­кулы реальных газов взаимодействуют между собой под влия­нием сил притяжения. С повышением давления молекулы газа


сближаются и внешние силы, сжимающие газ, увеличивают силы притяжения между молекулами. В результате при одних и тех же условиях реальные газы сжимаются сильнее, чем это следует согласно законам для идеальных газов. Когда реальный газ сжат до больших давлений, межмолекулярные расстояния сокра­щаются настолько, что отталкивающие силы начинают оказы­вать большие сопротивления дальнейшему уменьшению объема. При этом реальный газ сжимается в меньшей степени, чем идеальный. Эти отклонения свойств реальных и идеальных га­зов настолько значительны, что на практике ими пренебрегать нельзя.

Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеаль­ных характеризуется коэффициентом сжимаемости — отношением объема реального газа к объему идеального газа в одних и тех же условиях.

Приведем уравнение Клайперона, называемое уравнением состояния реального газа;

pV = zmRT, (1.1)

где р—давление, Па; V — объем газа, м3; т — масса газа, кг; R — газовая постоянная, Дж/(кг-°С); Т — абсолютная темпера­тура, °С; z — коэффициент сверхсжимаемости (обычно опреде­ляется по экспериментальным графикам).

Важной характеристикой природного газа является раство­римость его в нефти.

По закону Генри растворимость газа в жидкости прямо про­порциональна давлению газа:

Vr = apVm, (1.2)

где Vr — объем растворенного газа, приведенный к атмосферно­му давлению, м3; а—-коэффициент растворимости, Па-1; р — аб­солютное давление газа, Па; Vж — объем жидкости, в которой растворен газ, м3.

Как следует из формулы (1.2) коэффициент раство­римости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэф­фициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0,4-10~5 до 1*10-5Па-1.

Со снижением давления до определенного значения начи­нает выделяться растворенный в нефти газ.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться пер­вые пузырьки растворенного газа, называют давлением на­сыщения пластовой нефти. Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температу­ры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при на­личии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему.

Если при постоянной температуре повышать давление како­го-либо газа, то после достижения определенного значения дав-


ления, этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная темпе­ратура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя пере­вести в жидкое состояние.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, назы­вается критическим давлением. Таким образом, крити­ческое давление — это предельное давление, при котором и ме­нее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана 4,7 МПа, а критическая температура ми­нус 82,5 °С.

НЕФТЕСОДЕРЖАЩИЕ КОЛЛЕКТОРЫ

Нефтесодержащие коллекторы или породы-коллекторы (пес­ки, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные из­вестняки и доломиты) — породы, у которых поры, пустоты и трещины могут быть вместилищами нефти и газа.

Песок — мелкообломочная рыхлая горная порода, состоя­щая из зерен (песчинок), подразделяется на крупнозернистый, мелкозернистый, среднезернистый и тонкозернистый. По форме зерен различают пески округленные и угловатые.

Песчаник — обломочная осадочная горная порода из сце­ментированного песка. Состоит главным образом из зерен

кварца.

Глины — тонкодисперсные горные породы, состоящие в ос­новном из так называемых глинистых минералов — силикатов со слоистой кристаллической структурой. В нефтеносных и газоносных месторождениях глины играют роль непроницае­мых перекрытий, между которыми залегают пласты пород, за­полненные нефтью, газом и водой.

СТРУКТУРНАЯ КАРТА

Наряду с геологическими профилями для всестороннего и подробного изучения строения недр нефтяного месторождения пользуются структурными картами.

Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли или подошвы како­го-либо пласта. Подобно топографической, такая карта, по­строенная в горизонталях, отображает форму поверхности кров­ли или подошвы условно выбранной опорной залежи. Она дает наглядное представление о строении данного горизонта, обеспе­чивает наиболее точное проектирование скважин, облегчает изучение залежей нефти и газа, помогает изучению неоднород­ности пластов (толщины, пористости, проницаемости и т. п.).

При построении структурных карт за базисную поверхность обычно принимают уровень моря, от которого и ведут отсчет глубин горизонталей подземного рельефа. Карты строят в гори­зонталях (изогипсах)—линиях, соединяющих точки местности с одной и той же высотой. На рис. 1.7 показана структурная карта с изогипсами, проведенными через 10 м. Обычно расстоя­ния между изогипсами выбирают в зависимости от степени вы­раженности структур (углов падения). Так, на месторождениях с пологим залеганием пластов они составляют 2—5 м, при больших углах падения изогипсы—10—25 м и более. При оди­наковых углах падения пластов расстояния между изогипсами

остаются одинаковыми. Если углы падения увеличиваются, то соответ­ственно сокращаются и расстояния между изогипсами, если углы умень­шаются, эти расстояния увеличива­ются.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. В каких породах залегает нефть?

2. Что мы называем нефтяной залежью и нефтяным место­
рождением?

3. Расскажите о структурных формах нефтегазовых место­
рождений.

4. Расскажите о геологических нарушениях.

5. Что представляет собой нефть?

6. Каким путем определяют товарные качества нефти?

7. Как подразделяют нефти по содержанию смолистых ве­
ществ, парафина,серы?

8. Что такое вязкость? В каких пределах изменяется вяз­
кость нефтей?

9. Какой газ называется сухим? Жирным?

 

10. Какой газ называется идеальным?

11. Какое давление называют давлением насыщения пласто­
вой нефти?

12. Что такое критическое давление и критическая темпера­
тура газа?

13. Что понимают под коэффициентом водонасыщенности и
нефтенасыщенности породы?

14. Какие породы называют породами-коллекторами?

15. Какие свойства пород называются коллекторскими?

16. Что такое пористость?

17. Что такое проницаемость?

18. Что такое коэффициент проницаемости и в каких едини­
цах его измеряют?

19. Что такое геологический разрез?

20. Что такое геологический профиль?

21. Что представляет собой структурная карта?

22. Что такое пластовое давление? Температура?

23. Что понимают под геотермическим градиентом и геотер­
мической ступенью?

24. Какие существуют режимы нефтегазоносных залежей?

25. Чем характеризуется водонапорный режим?

26. Каковы особенности режима растворенного газа?

27. Что такое газовый фактор?

28. Расскажите о показателе эффективности разработки неф­
тегазовой залежи.

Что понимают под электрическим каротажем? На чем основаны радиоактивные методы каротажа? Какие методы радиоактивного каротажа Вы знаете? Какими методами проводят контроль качества цементи-эвания обсадной колонны?

Глава I.

ОСНОВЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ


Сулейманов А. Б., Карапетов К. А., Яшин А. С. Техника и технология ка-гитального ремонта скважин: Учебное пособие для учащихся профтехобразо-ьлния и рабочих на производстве. — М,, Недра, 1987. — 316 с., ил.

Приведены сведения по нефтепромысловой геологии, технике и технологии добычи нефти и газа. Описаны наземное и внутрискважинное оборудование эксплуатационных скважин, агрегаты, оборудование и инструмент, использу­емые при капитальном ремонте. Изложены технология проведения ремонтных работ и работ по повышению нефтеотдачи пластов, организация труда бригад капитального ремонта и экономика ремонтных работ. Большое внимание уде­лено охране труда и окружающей среды.

Для учащихся профессионально-технических училищ, а также подготовки и повышения квалификации бурильщиков и помощников бурильщиков капи­тального ремонта скважин, может быть использовано при профессиональном обучении рабочих на производстве.

Табл. 22, ил. 115.

Рецензенты: «Татнефть»)
. 2504030300—048 '043(01)—87
327—87

Б. Я. Зарецкий (Миннефтепром), Б. А. Лерман (ПО

Издательство «Недра», 1987









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.