Нефтегазовое дело. Пособие - Томский политехнический

ИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
УТВЕРЖДАЮ
Директор ИДО
___________ С.И. Качин
«____» ________ 2014 г.
ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА
Методическое пособие
для студентов ИДО, обучающихся по направлению
ХХХХХХ«ххххххххххххххххх»
Составитель Симанкин Ф.А.
Направление
Семестр
ХХХХХХ
Кредиты
Лекции, часов
Лабораторные работы
Практические занятия, часов
Индивидуальные задания
Курсовое проектирование
Самостоятельная работа, часов
Формы контроля
Издательство
Томского политехнического университета
2014
УДК ХХХ.ХХ
Основы нефтегазового дела. Методическое пособие для студентов ИДО,
обучающихся по направлению ХХХХХХ «хххххххххххх» / Сост. Симанкин Ф.А. –
Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2014 – 67 с.
Методическое пособие рассмотрено и рекомендовано к
изданию методическим семинаром кафедры теоретической и
прикладной механики «____» 2013 года, протокол
№.__________
Зав. кафедрой доцент, канд. техн. наук _________Ф.А. Симанкин
Аннотация
Методическое пособие по дисциплине «Основы нефтегазового
дела» предназначено для студентов ИДО ТПУ, обучающихся по
направлению ХХХХХХ «Ххххххххххххх».
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. Свойства пластовых углеводородов
4
2. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа и
пластовых флюидов
12
3. Элементы нефтяной залежи
21
4. Этапы добычи нефти и газа
24
5. Разработка нефтяных месторождений
26
6. Приток жидкости в скважину
37
7. Скважинная добыча нефти
42
8. Сбор и подготовка скважинной продукции
54
9. Дальний транспорт нефти и газа
57
10. Охрана окружающей среды при разработке нефтяных и газовых
месторождений
61
11. Литература
66
3
1.
1.1.
СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
ГИПОТЕЗЫ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ [1]
Происхождение нефти до настоящего времени не выяснено. Существует
множество теорий происхождения нефти и газа, каждая их которых имеет
подтверждение и в то же время опровергается противниками. При этом
решение проблемы происхождения нефти и газа позволит определить и
уточнить количество запасов и поиск новых месторождений. Все
существующие на сегодняшний день гипотезы можно разделить на
следующие группы:



органическую, или биогенную;
абигенную;
космическую.
Рассмотрим группу органических гипотез. Впервые научную и для того
времени законченную схему происхождения нефти в 1793 г. предложил М.В.
Ломоносов. По его представлениям, нефть образовалась из органического
материала растительного происхождения. Он считал, что имеется аналогия
между происхождением нефти и других многочисленных горючих
ископаемых, например, угля. Полезные ископаемые получились разными
потому, что условия образования каждого из них были различными. Им было
подчеркнуто значение повышенной температуры, больших давлений
подземных глубин и миграции нефти в пористых породах. Объяснение
образования нефти заключалось в том, что растения, перекрытые слоями
наносов и опущенные на глубину в результате подвижек земной коры,
подвергаются воздействию высокой температуры. Для образования нефти, в
данном случае в присутствии перегретого пара, достаточно температуры
около 200 °С. По гипотезе М.В. Ломоносова, нефть рождается из наземных
растений, захороненных в болотах, дельтах рек и прибрежных лагунах, в
результате прямой перегонки. В своих трактатах он писал: «Нефть приготавливается из торфа и каменного угля действием подземного жара, и если он
слабый, то она получается светлая, а если сильный — то густая и черная».
Многие идеи М.В. Ломоносова не потеряли своего значения, став основой
гипотез органического происхождения нефтей. В последствии в рамках этой
гипотезы
появились
теории
животного,
растительно-животного,
растительного происхождения. Например, в 1888 г. химик К. Энглер
осуществил перегонку китового жира и получил нафтеновые и
ароматические углеводороды и твердый парафин. Одновременно известный
геолог прошлого века Г. Гефер при бурении скважин на Каспии обнаружил
4
прослойки, сплошь состоящие из погибшей рыбы. Гибель больших масс
водной фауны действительно может происходить в природе. В результате эти
ученые создали гипотезу, по которой нефть образуется из жиров погибших
животных, а растения дают нефти воск и смолы.
Предметом исследований академика Н.Д. Зелинского стал сапропельный
ил озера Балхаш. В 1919 г. путем перегонки из него была получена
искусственная нефть. Она содержала бензин, керосин и тяжелые масла, в
составе которых были все известные тогда нефтяные углеводороды.
Идея об органическом происхождении нефти была коренным образом
переработана геологом, акад. И.М. Губкиным и акад. В.И. Вернадским. В
итоге появилась биогенная теория происхождения нефти. Согласно этой
теории, происхождение нефти следует рассматривать в тесной связи с
другими природными процессами: биологическими, химическими и геологическими. Нефть и другие горючие ископаемые (уголь, изокерит и др.)
взаимосвязаны с циклическими процессами круговорота углерода в природе.
Атмосфера всегда содержит углекислый газ (около 0,03 %) за счет
жизнедеятельности живых организмов, разложения карбинатов и действия
вулканов. Растения же усваивают двуокись углерода из воздуха, причем
углерод идет на построение тел растений, а потом и животных. Кислород
возвращается в атмосферу. Нефть представляет собой продукт сложнейших
превращений животных и растительных остатков. В ней содержатся также
различные соединения азота, кислорода и серы, которые не являются
случайными примесями. Характер азотистых соединений в различных
нефтях тождественен. А это свидетельствует о том, что они представляют
собой продукты разложения азотистых веществ животных и растений и
находятся в генетической связи с нефтью. При разрушении нефти и
окисления ее углеводородов углерод снова возвращается в атмосферу в виде
углекислого газа, и таким образом цикл замыкается. Сторонники этой теории
подсчитали, что в осадочных породах нашей планеты в составе рассеянного
органического вещества содержится около 60 — 80 тыс. млрд т
углеводородов. Это количество более чем в 100 раз превышает известные
сегодня запасы нефти. Способность такой массы рассеянных углеводородов
образовывать скопления промышленной нефти не вызывает сомнения.
Параллельно с органической теорией появилась и развилась гипотеза
абигенного или минерального происхождения нефти. В конце XIX в. была
проведена серия опытов для доказательства минерального происхождения
нефти. В 1888 г. французский химик М. Бертло на чугун с 4%-ным
содержанием углерода воздействовал соляной и серной кислотами. В итоге
5
были получены водород и смесь углеводородов, имеющих запах нефти.
Когда на железистый марганец действовали горячей водой при температуре
100 — 200 °С, также получали нефтеподобную смесь. Химики П. Сабатьев и
Ж. Сандебран использовали для опытов уже не металл, а смесь ацетилена с
водородом и нагревали ее в присутствии никеля. И у них получалось
вещество, богатое ароматическими углеводородами. На основании серии
проведенных опытов Д.И. Менделеев предложил научно обоснованную
теорию минерального происхождения нефти. По его представлениям,
источником углерода и водорода могут быть вода и углекислый газ.
Проникая в глубь Земли на 100— 150 км, где давление составляет 50 000
атм., а значение температуры превышает 1800 °С, вода реагирует с
карбидами металлов, образуя ненасыщенные углеводороды.
Русский геолог В.Л. Соколов, учитывая находки битума в метеоритах и
наличие углеводородов в хвостах некоторых комет, предложил в 1892 г.
космическую гипотезу возникновения нефтяных углеводородов в коре нашей
планеты. По его мнению, углеводороды находились в составе газовой фазы
допланетного облака. По мере его охлаждения углеводороды растворялись в
жидкой магме и после образования твердой земной оболочки поднимались
по трещинам в осадочные породы. В соответствии с гипотезой О.Ю.
Шмидта, газопылевое облако, из которого возникли планеты Солнечной
системы, включало в себя не только простые элементы, но и воду, метан,
углекислоту и более сложные углеводороды. Моделируя условия атмосферы,
какими они были (предположительно) миллиарды лет назад, американские
ученые в 50-гг. XX в. получили из метаново-водородной среды, насыщая ее
электрическими разрядами, аналогичными грозовым, сложнейшие
углеводородные соединения и нуклеиновые кислоты. Следует отметить, что
приборы космических станций регистрируют наличие метана в атмосфере
Венеры, и существует мнение, что углеводороды входят в состав
межпланетной материи.
Критикуя противников, сторонники неорганической гипотезы
спрашивают, почему месторождения нефти и газа часто находятся в зонах
глубинных разломов? Почему вулканическая сера встречается вместе с
нефтью? Почему, наконец, и сама нефть встречается в форме кристаллов,
которые никак не попадают в круговорот жизни? Взгляды на происхождение
нефти продолжают оставаться дискуссионными, несмотря на существенное
изменение и уточнение, а то и полное разрушение многих из них. Таким
образом, вопросы генеалогии нефти ждут своих исследователей.
6
1.2.
НЕФТЬ [2]
Нефть представляет собой маслянистую горючую жидкость, обычно
темно-коричневого цвета, со специфическим запахом. По химическому
составу нефть – сложное соединение в основном двух элементов – углерода
(82-87%) и водорода (11-14%). Такие соединения называются
углеводородами.
Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших
количествах кислород, азот и сера, в ничтожных количествах, в виде следов –
хлор, фосфор, йод и другие химические элементы.
В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые
(парафиновые); 2) нафтеновые и 3) ароматические. Обычно нефти бывают
смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы
углеводородов и в зависимости от этого носят название парафиновых,
нафтеновых или ароматических.
Наиболее распространены в природных условиях углеводороды
метанового ряда: метан СН4 , этан С2 Н6 , пропан С3 Н8 и бутан С4 Н10 при
атмосферном давлении и температуре 200 С находятся в газообразном
состоянии, они входят в состав нефтяных газов; пентан С5 Н12 , гексан С6 Н14 и
гептан С7 Н16 при тех же условиях находятся в неустойчивом состоянии,
легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно;
углеводороды от С8 Н18 до С17 Н36 - жидкие вещества.
Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода,
относятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, они содержатся в
тех или иных количествах во всех нефтях.
Физические свойства нефтей, а также их качественная характеристика
зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных
групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти)
содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание
в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает
ее вязкой и малоподвижной, что требует применения особых мероприятий
для извлечения ее на поверхность и последующей транспорировки.
В зависимости от состава или некоторых свойств нефти
классифицируются на классы, типы, группы, подгруппы и виды. Это
облегчает сортировку нефтей по качеству при сборе, транспортировке, а
также ее переработке.
По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые
(содержание серы до 0,5%); сернистые (содержание серы от 0,51 до 1,9%);
высокосернистые (серы более 1,9%).
7
Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество и
вызывает осложнения при добыче, транспортировке и переработке,
вследствие
коррозии
трубопроводов,
резервуаров
и
другого
технологического оборудования.
По содержанию парафина нефти делятся на три вида: малопарафинистые – с содержанием парафина до 1,5%, парафинистые – с
содержанием парафина от 1,51 до 6,0% и высокопарафинистые – с
содержанием парафина свыше 6%. Иногда встречаются нефти с очень
большим содержанием парафина (мангышлакские нефти содержат до 28-30%
парафина). Кроме того, нефти подразделяются по основным качественным
показателям – содержанию светлых бензиновых и масляных фракций.
Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки
их, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав,
имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют
низкие точки кипения. Например, у пентана (С5 Н12 ) точка кипения равна
360 С, у гексана (С6 Н14 ) - 690 С. У тяжелых углеводородов точки кипения
более высокие и доходят до 3500 С. Поэтому при подогревании нефти
выкипают и испаряются сначала ее более легкие фракции, с повышением
температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые углеводороды.
Если пары нефти, подогретой до определенной температуры, собрать и
охладить, то они снова превратятся в жидкость, представляющую собой
группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале
температур.
Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее
сначала испаряются самые легкие – бензиновые фракции, затем более
тяжелые – керосиновые, затем соляровые и т.д.
Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в
определенных температурных интервалах, характеризует фракционный
состав нефти. Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в
интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 3500 С.
Простейшая переработка нефти основана на том же принципе, что и
лабораторная разгонка. Это прямая перегонка нефти с выделением из нее в
условиях атмосферного давления и нагрева до 300 − 3500 С бензиновых,
керосиновых и соляровых фракций.
В зависимости от потенциального содержания фракций, выкипающих до
3500 С, нефти делятся на три типа: тип первый (Т1 ) – выход фракций до
3500 С не менее 45%; тип второй (Т2 ) - выход фракций до 3500 С не менее 3044,9%; тип третий (Т3 ) - выход фракций до 3500 С менее 30%.
По потенциальному суммарному содержанию базовых дистиллятных и
8
остаточных масел нефти делятся на четыре группы.
Группа
Массовая доля базовых масел (в %) в расчете
На нефть
На мазут (выше 350ºС)
Не менее 25
Не менее 45
15-25
Не менее 45
15-25
30-45
Менее 15
Менее 30
М1
М2
М3
М4
По содержанию смолистых веществ в мазуте, полученном после отбора
из нефти светлых фракций при температуре до 3500 С, нефти
классифицируются на малосмолистые – при содержании смол не более 8%,
смолистые – при содержании смол от 8 до 25%, высокосмолистые – при
содержании смол свыше 25%.
Один из основных показателей товарного качества нефти – ее
плотность. Плотность нефти при температуре 200 С и атмосферном давлении
колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3 . По
плотности сырой нефти ориентировочно судят о ее качестве. Легкие нефти с
плотностью до 880 кг/м3 - наиболее ценные: они, как правило, содержат
больше бензиновых и масляных фракций.
В практике чаще пользуются понятием «относительная плотность
нефти», под которой подразумевается отношение массы нефти к массе того
же объема дистиллированной воды при температуре 40 С (при 40 С плотность
воды наибольшая) .
Плотность нефтей обычно измеряют ареометром, представляющим
собой стеклянную трубку с расширенной нижней частью, в которой
помещается ртутный термометр. Вследствие значительного веса ртути
ареометр при погружении в нефть принимает вертикальное положение. В
верхней части ареометра имеется шкала для определения плотности, а в
нижней части – шкала для определения температуры.
1.3.
ПРИРОДНЫЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ГАЗ
Горючие газы нефтяных и газовых месторождений (смесь
углеводородов – метана, этана, пропана, бутана, пентана) по химической
природе сходны с нефтью.
В природных газах чисто газовых месторождений преобладает метан,
содержание которого в общей смеси углеводородов доходит до 95-98%. Газ,
извлекаемый вместе с нефтью из нефтяных месторождений, называют
9
нефтяным. Как правило, нефтяной газ содержит меньшее количество метана
по сравнению с газом чисто газовых месторождений; соответственно в нем
имеется большее количество тяжелых углеводов.
В состав горючих газов, наряду с углеводородами входят азот,
углекислый газ, сероводород и редкие газы (гелий, аргон и др.), причем
содержание азота иногда достигает до 40% от общей массы газа.
Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов – метана и этана,
тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания.
При нормальных условиях (при атмосферном давлении и температуре
0
20 С) метан и этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и
бутан, хотя и относятся к газам, но очень легко переходят в жидкость, даже
при незначительных давлениях.
Вообще давление, необходимое для
перевода того или иного углеводорода в жидкость, т.е. упругость паров
данного углеводорода, повышается с ростом температуры и при данной
температуре тем больше, чем ниже плотность углеводорода.
Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при
нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая
температура равна минус 82,10 С. Так же трудно переводиться в жидкость
этан.
В зависимости от преобладания в нефтяных газах или тяжелых (от
пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы: сухие газы
и жирные.
Под названием сухой газ подразумевается естественный газ, который
не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных
количествах. Название жирный газ относится к газу, который содержит
тяжелые углеводороды в таких количествах, что из этого газа можно
получить сжиженные газы или газовые бензины.
На практике принято считать сухим газом такой, который в 1м3
содержит меньше 60 г газового бензина, а жирным – газ, содержащий в 1м3
более 60-70 г бензина.
Жирные газы добываются в основном с легкими нефтями. С тяжелыми
нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий
главным образом из метана.
Основная физическая характеристика газа – его плотность. Плотностью
газа называется его масса, заключенная в 1м3 при 00 С и атмосферном
давлении.
На практике обычно пользуются понятием «относительная плотность»
газов. Относительной плотностью газа называется отношение
массы
определенного объема газа к массе такого же объема воздуха при
10
одинаковых температуре и давлении. Относительная плотность
углеводородных газов колеблется в широких пределах – от 0,554 у метана до
у бутана.
Плотность газов измеряют специальными газовыми пикнометрами или
же эффузионными методом, который основан на измерении скорости
истечения газов из отверстий.
Одна из важных характеристик нефтяного газа – его теплота сгорания.
Теплота сгорания газа – количество тепла, выделяющегося при полном
сгорании 1м3 этого газа. Теплота сгорания выражается в кДж/м3 , или
ккал/м3 , и является основным показателем, характеризующим газ как
топливо.
Различают высшую и низшую теплоту сгорания газа. Высшая теплота
сгорания отличается от низшей на то количество тепла, которое выделяется
при конденсации водяных паров, образовавшихся при сгорании, а также
находившихся в газе. При сгорании топлива в промышленных установках
водяные пары не конденсируются и уносятся вместе с дымовыми газами.
Поэтому обычно теплота сгорания газа оценивается по низшему ее значению,
при определении и подсчете которого теплота конденсации водяных паров не
учитывается.
Для естественных углеводородных газов низшая теплота сгорания
изменяется в пределах от 31,4 до 50,2 МДж/м3 (от 7500 до 12000 ккал/м3 ).
Теплота сгорания сухих газов ниже, чем жирных. На снижение теплоты
сгорания нефтяных газов большое влияние оказывает содержание в них
негорючих газов: азота и углекислого газа.
Взрываемость. Природные газы с кислородом и воздухом образуют
горючую смесь, которая может взрываться с большой силой.
Взрыв газа может происходить при определенных пределах
концентрации его в газовоздушной смеси от некотого максимума (высший
предел взрываемости).
Низший предел взрываемости газа соответствует такому содержанию
его в газовоздушной смеси, при котором дальнейшее уменьшение его делает
смесь невзрываемой.
Высший предел взрываемости соответствует такому содержанию газа в
газовоздушной смеси, при котором дальнейшее его увеличение делает смесь
невзрываемой.
Критическая температура и критическое давление. Состояние газов
определяется такими показателями, как критическая температура и
критическое давление. Под критической температурой газа понимается
температура, выше которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы
11
велико ни было давление. Под критическим давлением понимается давление,
при котором газ, имеющий критическую температуру, переходит в жидкость.
Газовый фактор. При эксплуатации нефтяных скважин вместе с
нефтью всегда извлекается и газ (нефтяной).
Количество газа в кубических метрах, приведенное к нормальным
условиям, приходящееся на 1 т извлеченной из пласта нефти, называют
газовым фактором. Газовый фактор для различных нефтей колеблется в
очень широких пределах – от 10 до 1000 м3 /т и более, в среднем же по
нефтям, добываемым на всех нефтяных месторождениях страны он равен
около 100 м3 /т. Иногда газовый фактор измеряют в кубических метрах на 1
м3 добытой нефти.
Для характеристики степени отклонения сжимаемости уже меньше,
чем идеальный. Эти отклонения свойств реальных газов от свойств
идеальных газов пользуются коэффициентом сжимаемости – отношением
объема реального газа к объему идеального газа при одних и тех же
условиях. Тогда уравнение состояния газа Клапейрона принимает вид:
𝒑𝑽 = 𝒛𝒎𝑹𝑻,
где p – давление, Па: V – объем газа, м3 ; m – масса газа, кг; R – газовая
постоянная, Дж (кг∙ град); T – абсолютная температура, К; z – коэффициент
сжимаемости.
Коэффициент сжимаемости газов z обычно определяют по
экспериментальным графикам.
2.
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
НЕФТИ И ГАЗА И ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ
2.1.
ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА
Рациональная организация добычи нефти и газа, т.е. их максимальное
извлечение из недр при минимальных затратах времени и средств, возможна
лишь при глубоком изучении физических и физико-химических свойств
продуктивного пласта и заключенных в нем нефти, газа и воды, а также тех
процессов, которые происходят в пласте.
Под геолого-промысловой характеристикой продуктивного пласта
понимают сведения о его гранулометрическом составе, коллекторских и
механических свойствах, насыщенности нефтью, газом и водой.
Гранулометрический
состав
горной
породы
характеризует
количественное содержание в ней частиц различной крупности. Характерный
график суммарной концентрации частиц в зависимости от их диаметра
12
приведен на рис. 1. От гранулометрического состава зависят коллекторские
свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой
среды.
Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные
углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пустот
(пор). Каналы, образуемые порами, могут быть условно разделены на три
группы: 1) крупные (сверхкапиллярные) - диаметром более 0,5 мм; 2)
капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм; 3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.
Рис. 1. Примеры природных пористых материалов
(слева направо, верхний ряд: песок с пляжа, песчаник, известняк,
нижний ряд: ржаной хлеб, древесина, легкое человека)
Рис. 2. Типичная пора в песчанике
Отношение суммарного объема пор к общему объему образца породы
называется коэффициентом полной пористости. Его величина у различных
пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина
коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, у известняков и
13
доломитов - от 0,65 до 33 %, у песчаников - от 13 до 29 %, а у магматических
пород - от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изменения пористости одних и
тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов:
взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа
цементирующего материала и других.
Однако величина коэффициента полной пористости не в достаточной
мере характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор
является закрытыми, т.е. изолированными друг от друга, что делает
невозможной миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому наряду с
коэффициентом полной пористости используют также коэффициенты
открытой и эффективной пористости.
Первый из них - это отношение к объему образца суммарного объема
пор, сообщающихся между собой, второй - это относительный объем пор, по
которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.
Рис. 3. Кривая суммарного
гранулометрического состава зёрен
породы
Рис. 4. Зависимость относительной
проницаемости песка для воды (kв ) и
нефти (kн ) от водонасыщенности
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 имеющем 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. А из закона
14
фильтрации Дарси с учетом теории размерности следует, что коэффициентом
проницаемости равным 1 м2 обладает образец пористой среды площадью
поперечного сечения 1 м2 и длиной 1 м, через который при перепаде
давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 мм2/c составляет 1 м3/с.
На самом деле коэффициент проницаемости горных пород значительно
меньше: для большинства нефтяных месторождений он колеблется в
пределах 0,1...2 мкм2, т.е. 10-13 ...2∙10-12 м2, газ добывают из продуктивных
пластов с проницаемостью до 5∙10-15 м2.
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.
Абсолютной
называется
проницаемость
пористой
среды,
наблюдающаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы (воды,
нефти или газа), которой заполнена пористая среда. Под эффективной
(фазовой) проницаемостью понимают проницаемость пористой среды для
жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем.
Фазовая проницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в
отдельности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов
давления. Относительной проницаемостью пористой среды называется
отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной
проницаемости.
На рис. 4. приведены экспериментальные зависимости относительной
проницаемости песка для воды (kв) и нефти (kн) от водонасыщенности
порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20%
фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при
достижении водонасыщенности около 85% фильтрация нефти прекращается
вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет
молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на
поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьшению
площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что обводнение
пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.
Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь
поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины
удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость,
содержание остаточной (связанной) воды и нефти.
15
Рис.5. Удельная поверхность материалов с различной размерностью
Удельная
поверхность
нефтесодержащих
пород
нефтяных
месторождений, имеющих промышленное значение, составляет гигантские
величины: от 40000 до 230000 м2/м3. Это связано с тем, что отдельные зерна
породы имеют небольшой размер и достаточно плотно упакованы. Породы с
удельной поверхностью более 230000м2/м3 (глины, глинистые пески,
глинистые сланцы и т.п.) являются слабопроницаемыми.
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
противодействующего 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
(газоили
водонасыщенности), который находится как доля объема пор, заполненных
нефтью (газом или водой).
2.2.
Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах
Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, называемым
пластовым. Давление, существовавшее в пласте до начала разработки,
называют начальным пластовым. Его величину ориентировочно принимают
равной гидростатическому давлению - давлению, создаваемому столбом
воды высотой, равной глубине залегания продуктивного пласта. На самом
деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих
горных пород, действия тектонических сил пластовое давление отличается от
гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Однако
встречаются и обратные ситуации. Пласты, в которых давление превышает
16
гидростатическое, называют пластами с аномально высоким давлением.
Чем больше пластовое давление, тем при прочих равных условиях
больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из
данного месторождения или залежи.
Температура в пластах также повышается с увеличением глубины их
залегания. В разных районах страны динамика роста температуры различна:
она возрастает на 1 градус при погружении на глубину 13,3 м - в
Грозненском районе и на 50...60 м - в Башкирии.
В зависимости от давления и температуры, а также ее состава смесь
углеводородов в пластовых условиях может находиться в различных
состояниях: жидком, газообразном или двухфазном (газожидкостная смесь).
Как правило, в жидком состоянии смесь находится, когда в ней преобладают
тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, а пластовая температура
относительно мала. Такие месторождения называются нефтяными.
Условием газообразного состояния смеси углеводородов является
преобладание в ее составе метана. В чисто газовых месторождениях его
более 90 % (остальное - другие углеводородные газы, а также двуокись
углерода, сероводород, азот и др.).
Однако наличие в смеси некоторого количества тяжелых
углеводородов не значит, что она обязательно будет находиться в
двухфазном состоянии. Дело в том, что при высоком давлении в пласте
(вблизи критической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы
приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих
условиях в сжатом газе растворяются значительные количества
углеводородной жидкости, подобно тому, как в бензине растворяется
нефтяной битум. Такие месторождения называются газоконденсатными.
Значительно чаще в природе встречаются условия, при которых смесь
углеводородов находится в пласте в двухфазном состоянии. Например, в
газонефтяных месторождениях одновременно присутствуют большая газовая
шапка и нефтяная оторочка. Кроме того, вторая фаза образуется в пласте по
мере разработки залежей: при неизбежном снижении давления в пласте из
нефти выделяется растворенный газ, а из сжатого газа выпадает конденсат.
Нижние части продуктивных пластов подпираются пластовыми
водами, называемыми подошвенными, объем которых, как правило, в
десятки'и даже сотни раз больше нефтегазоконденсатной части. Кроме того,
пластовые воды простираются на большие площади за пределы залежи.
Такие воды называются краевыми.
Наконец, вода в виде тонких слоев на стенках тончайших пор и
субкапиллярных трещин удерживается за счет адсорбционных сил и в
17
нефтегазоконденсатной части пласта. Она осталась там со времени
формирования залежей и поэтому ее называют «связанной» или
«остаточной». Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях
составляет 10...30 % от суммарного объема порового пространства, а в
газовых месторождениях с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами до 70%. Количество связанной воды необходимо знать для оценки запасов
нефти и газа в залежи. Ее наличие снижает фазовую проницаемость пласта.
Вместе с тем связанная вода неподвижна даже при значительных градиентах
давлений и поэтому ее присутствие не приводит к обводнению продукции
скважин.
2.3.
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 газа разгазирование 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. 7).
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.
Характер зависимости давления насыщения пластовой нефти от температуры
показаны на рис. 8.
18
Рис. 7. Зависимость растворимости нефтяного газа от давления и температуры: а) - в нефти
плотностью 865 кг/м3; б) - в пресной (1,2) и солёной (3,4) воде
Температура, °С
Давление
Рис. 8. Зависимость давления насыщения пластовой Рис. 9. Характер зависимости вязкости
нефти Новодмитриевского месторождения от
температуры
пластовой нефти от давления и от
температуры
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.
19
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. 9. 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.
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
20
характеризуются величиной коэффициента сжимаемости, который
определяется как отношение изменения объема жидкости к произведению ее
первоначального объема на изменение давления.
Коэффициент
сжимаемости для воды равен
(4...5)∙10-5 1/МПа, для дегазированной нефти (4...7) ∙10-4 1/МПа, а для
пластовой нефти может достигать 140∙10-4 1/МПа. Таким образом, пластовые
нефти достаточно хорошо сжимаемы.
При растворении газа в жидкости ее объем увеличивается. Отношение
объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему
этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называется объемным
коэффициентом. Поскольку в пластовых условиях величины газового
фактора могут превышать 1000 м3/м3, то и объемный коэффициент пластовой
нефти может достигать 3,5 и более. Объемные коэффициенты для пластовой
воды составляют 0,99...1,06.
3.
ЭЛЕМЕНТЫ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Различают три основных типа природных резервуаров: пластовые,
массивные и литологически экранированные.
Рисунок. 10. Пластовые резервуары
Рисунок. 11. Массивные резервуары
21
Рисунок. 12. Литологически экранированные резервуары
Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в
природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его верхней
части и попадают в ловушку. Таким образом, ловушкой называется часть
природного резервуара, в которой скопились нефть и газ. В природе
существуют самые разнообразные ловушки, наиболее распространены
сводовые.
Рисунок. 13. Сводовая ловушка нефти и газа
Рисунок. 14. Литологически экранированные ловушки нефти и газа
22
Рисунок. 15. Тектонически экранированные ловушки нефти и газа
Рисунок. 16. Стратиграфически экранированная ловушка нефти и газа
Значительное скопление нефти и газа в ловушке любого вида
называется залежью.
Рисунок. 17. Схема сводовой газонефтяной пластовой залежи: 1 – внутренний контур
газоносности; 2 – внешний контур газоносности; 3 – внутренний контур нефтеносности; 4 –
внешний контур нефтеносности
23
Рисунок. 18. Схема массивной газонефтяной пластовой залежи: 1 – внешний контур
газоносности; 2 – внешний контур нефтеносности
Совокупность залежей нефти и газа одного и того же вида (например,
сводовых), занимающих в недрах земной коры определенную площадь,
называется месторождением нефти и газа.
4.
ЭТАПЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Процесс добычи нефти и газа включает три этапа. Первый - движение
нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой
разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой
нефтяных и газовых месторождений. Второй этап - движение нефти и газа от
забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией
нефтяных и газовых скважин. Третий этап - сбор продукции скважин и
подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе этого
этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода
собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода
закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ
направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него
отделяются пары воды, коррозионно активные (сероводород) и балластные
(углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.
Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры
могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком
или в виде газожидкостных смесей. Газ располагается в виде газовой шапки
в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти
в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в
пласте плотность газа приближается к плотности легких углеводородных
жидкостей. В таких условиях некоторое количество тяжелых углеводородов
растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в
24
значительной степени растворенной в сжатом газе. Если же количество газа в
залежи по сравнению с объемом нефти незначительно, а давление достаточно
высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь
залегает в однофазном (жидком) состоянии.
Поэтому в зависимости от условий залегания и количественного
соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:




чисто газовые;
газоконденсатные;
газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);
нефтяные (с различным содержанием нефтяного газа).
В связи с широким разнообразием сочетания давления, температуры и
состава углеводородов природных залежей нефти и газа резко очерченных
границ, разделяющих месторождения на отдельные типы, не существует
В газонефтепромысловой литературе США залежи углеводородов по
значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету извлекаемых
жидких углеводородов иногда условно разделяют на газовые,
газоконденсатные или газонефтяные. Газоконденсатный фактор – это
количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1 м3 получаемой
жидкой продукций – конденсата. К газоконденсатным относят залежи, из
которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные
жидкости плотностью 740-780 кг/м3 с газоконденсатным фактором от 900 до
1100 м3/м3.
Следует отметить, что в 1 м3 нефти содержание растворенного газа
может достигать более 1000 м3. С этой точки зрения между нефтегазовыми и
газоконденсатными месторождениями не существует строгой границы
раздела. Поэтому нефтью принято называть все углеводороды, которые в
пластовых условиях находятся в жидком состоянии.
Упомянутые цвет и плотность конденсата, как определяющие
характеристики, необходимо считать условными. По данным А.Г.
Дурмишьяна, в поровом пространстве многих газовых и газоконденсатных
месторождений Советского Союза содержится наряду с остаточной водой
также и остаточная нефть. По залежи горизонта VII Карадагского
газоконденсатного месторождения, например, количество связанной нефти в
газовой части пласта в среднем составляет 12% от объема пор, достигая
местами 27%. Поэтому из некоторых скважин, расположенных далеко от
нефтяной оторочки, извлекается конденсат с темной окраской, который
содержит смолы.
Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов на
25
газовые,
газоконденсатные
или
газонефтяные
пользуются
характеристиками фазовых превращений, протекающих по-разному в
зависимости от состава углеводородов и условий в залежи.
Обычно считалось, что углеводороды находятся в земной коре лишь
в свободном, жидком или газообразном состояниях. Из скоплений
углеводородов образуются нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи.
В последние годы советскими учеными доказано существование
газогидратных залежей, содержащих газ в твердом (гидратном) состоянии.
Наличие такого газа в земной коре обусловлено свойством его при
определенных давлениях и температурах соединяться с водой и
образовывать гидраты. Газогидратные залежи резко отличны по
физическим параметрам от залежей, содержащих углеводороды в
свободном состоянии, поэтому подсчет запасов газа и разработка таких
залежей во многом отличаются от применяемых для обычных
месторождений природного газа.
Районы распространения газогидратных залежей в основном
приурочены к зоне распространения многолетней мерзлоты. Глубина
залегания газогидратных залежей достигает 2-2,5 тыс. м.
В процессе разработки месторождений физическое состояние и
свойства углеводородов с изменением давления и температуры не остаются
постоянными, Для правильного установления технологического режима
эксплуатации месторождения и систем сбора нефти и газа необходимо
знать изменение состояний и свойств углеводородов в широком диапазоне
давления и температур.
5. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
5.1. Объект разработки
Рис. 19. Объект разработки
26
Пласт или группа пластов, обладающих похожими характеристиками и
содержащие однотипные флюиды, могут быть объединены в один объект
разработки (цифры 1 и 2 на рисунке 19). Каждый объект должен
разрабатываться собственной сеткой скважин с использованием собственной
энергетической системы. В случае поочередной выработки запасов объекты
разработки могут быть базисные и возвратные (их разработка начинается
после выработки запасов из базисных объектов). Многие скважины могут
быть использованы повторно в другом интервале глубин. Вторая и четвертая
(слева направо) скважины осуществляют одновременную совместнораздельную эксплуатацию обоих объектов, что сокращает срок разработки
всего месторождения.
5.2. Виды пластовой энергии
5.2.1. Энергия напора законтурных вод
Нефть может вытесняться из залежи за счет давления воды,
поступающей из законтурной области (естественный водонапорный режим
разработки). Для замещения добытой нефти можно также использовать воду,
нагнетаемую с поверхности (искусственный водонапорный режим или
заводнение). Заводнение – это основной способ разработки месторождений в
России. В зависимости от способа закачки воды выделяют три вида
заводнения: законтурное, приконтурное и внутриконтурное. Последнее
применяется наиболее часто.
Рис. 20. Виды заводнения
27
5.2.2. Энергия газа
Если в залежи имеется газовая шапка, то при падении давления газ
расширяется, что приводит к вытеснению нефти к добывающим скважинам
(естественный газонапорный режим). Если газ закачивается в газовую шапку
с поверхности с помощью газонагнетательных скважин, то реализуется
искусственный газонапорный режим. Если в процессе разработки давление в
залежи упадет ниже давления насыщения, то начинается выделение газа из
нефти непосредственно в залежи – режим растворенного газа (РРГ).
Расширяясь, газ выталкивает нефть к забоям скважин и сам движется в этом
направлении. Развития режима растворенного газа стараются не допускать,
так как в пласте остается малоподвижная частично дегазированная нефть.
Рис. 21. Напорные режимы
5.2.3. Энергия гравитации
Силы тяжести, действующие на нефть, незначительны по сравнению с
другими видами пластовой энергии. Однако в сильно наклоненных пластах
режим разработки желательно планировать с учетом энергии гравитации.
При необходимости перемещения нефти вверх будет затрачено больше
энергии, чем при реализации режимов вытеснения, связанных с движением
нефти в пониженную часть наклонного пласта.
Рис. 22. Гравитационный режим
28
5.2.4. Энергия упругости пластовой системы
При понижении давления все вещества (в том числе нефть, пластовая
вода и частицы породы, слагающие пласт) расширяются. Расширившаяся
нефть поступает в скважины, что приводит к снижению пластового давления
и, соответственно, дальнейшему расширению нефти. Расширяющаяся
пластовая вода вытесняет нефть к скважинам. Зерна породы также
расширяются, объем порового пространства сокращается, что приводит к
вытеснению из него нефти и воды. Такой режим разработки получил
название упругий режим. Возможно одновременное действие сил упругости
и напора законтурных вод – упруговодонапорный режим.
5.3. Карта разработки
Карты разработки показывают расположение забоев добывающих и
нагнетательных скважин, распределение пластового давления и
нефтенасыщенности на некоторый момент времени, накопленные за
определенный период времени отборы нефти (зеленые секторы на рисунке),
обводненность продукции (желтые секторы), накопленную закачку воды
(синие круги).
Рис. 23. Пример карты разработки
5.4. Стадии разработки залежи
В мировой практике выделяют четыре основных этапа разработки
месторождения. На рисунке приведено изменение основных показателей
разработки во времени на каждом из них.
29
Рис. 24. Основные показатели разработки на различных стадиях
Начальные извлекаемые запасы (НИЗ) – часть начальных геологических
запасов (НГЗ), которая может быть рентабельно извлечена из пласта.
5.5. Коэффициент нефтеотдачи
Эффективность
разработки
месторождения
определяется
коэффициентом извлечения нефти (КИН), другое название – коэффициент
нефтеотдачи.
𝜂=
𝑉добытая нефть
= 𝜂охвата ∗ 𝜂вытеснения
𝑉нефти в пласте
В экономическом плане КИН является отношением количества добытой
нефти к начальным ее запасам на момент окончания разработки и
определяется рентабельностью. В России средний КИН составляет около
30%, в США – около 40%.
В технологическом плане КИН зависит от части объема пласта,
охваченного разработкой (коэффициент охвата), и от эффективности
вытеснения нефти вытесняющим агентом (коэффициент вытеснения).
5.6. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН)
Существует ряд технологий, которые могут повысить извлечение нефти
из пласта по сравнению с традиционными способами разработки.
Это достигается либо увеличением коэффициента охвата:

Закачка полимеров для блокирования водонасыщенных участков
пласта

Смена направлений фильтрационных потоков

Использование горизонтальных скважин
30








Дополнительное разбуривание залежи
Применение дополнительных боковых стволов скважин
Направленный гидроразрыв пласта
либо увеличением коэффициента вытеснения:
Попеременная закачка воды и газа
Физико-химические методы (закачка поверхностно-активных веществ)
Закачка газов (СО₂, N₂, дымовые газы)
Микробиологические методы
Термические методы
либо увеличением общей экономической эффективности разработки.
5.7. Применение методов увеличения нефтеотдачи
Методы увеличения нефтеотдачи могут применяться либо для
доизвлечения остаточных запасов нефти, либо с самого начала разработки
(что теоретически позволяет достичь более высокой нефтеотдачи).
Существуют месторождения, рентабельная разработка которых без
применения МУН невозможна.
5.8 Скважина
Бурение – это процесс сооружения скважины путем разрушения горных
пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения,
сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше
диаметра.
Верхняя часть скважины называется устьем, дно – забоем, боковая
поверхность – стенкой, а пространство, ограниченное стенкой, – стволом
скважины. Длина скважины – это расстояние от устья до забоя по оси ствола,
а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно
равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у
наклонных и искривленных скважин.
Элементы конструкции скважин приведены на рис. 25. Начальный
участок I скважины называют направлением. Поскольку устье скважины
лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. В связи с
этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф –
колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в
него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство
между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают
цементным раствором 2.
31
Нижерасположенные участки скважины – цилиндрические. Сразу за
направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900
мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из
свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.
Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью
кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы,
осложняющие процесс бурения.
После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до
проектной глубины из–за прохождения новых осложняющих горизонтов или
из–за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые ие
планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях
устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую
промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого
предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество
промежуточных колонн может быть больше одной.
Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной
колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью
скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью
поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в
вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты, пространство
между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют
цементным раствором.
Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы
вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней
части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте,
простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и
цементной оболочке.
32
Рисунок. 25. Конструкция скважины: 1 – обсадные трубы; 2 – цементный камень; 3 – пласт; 4 –
перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I – направление; II – кондуктор; III –
промежуточная колонна; IV – эксплуатационная колонна
Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой .
При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений
бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные,
эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.
Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных
бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород.
Параметрические скважины закладываются в относительно изученных
районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив
нефтегазоносности.
Структурные скважины бурятся для выявления перспективных
площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.
Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных
залежей нефти и газа.
Разведочные скважины бурятся иа площадях с установленной
промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения
залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов
нефти и газа, а также проектирования ее разработки.
Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой
разработки залежи и служат для получения
нефти и газа из земных недр.
Нагнетательные скважины используют при
воздействии
на
эксплуатируемый
пласт
различных агентов (закачки воды, газа и т.д.).
Наблюдательные скважины бурят для
контроля за разработкой залежей (изменением
давления,
положения
водонефтяного
и
газонефтяного контактов и т.д.).
Кроме того, при поиске, разведке и
разработке нефтяных и газовых месторождений
бурят картировочные, сейсморазведочные,
специальные и другие скважины.
33
Рисунок. 26. Виды бурения: 1 – наклонно–направленная скважина; 2 – вертикальная
скважина; 3 – горизонтальная скважина; 4 – зарезка бокового окна и бурение второго ствола
скважины; 5 – многозабойное бурение
5.9 Виды бурения
5.9.1. Бурение вертикальных скважин
Строго вертикальных скважин нет – все имеют некоторую кривизну,
отклонение от вертикали. Современный уровень техники и технологии
позволяет бурить скважины с отклонением ствола скважины от вертикали до
2°.
В.С. Федоров, изучив причины искривления скважин, пришел к выводу,
что они могут быть подразделены на геологические (неуправляемые) и
технико–технологические (управляемые).
К геологическим причинам относятся: угол встречи долота с плоскостью
пласта, чередуемость пород по прочности и их мощность, угол искривления
скважины (определяется углом падения пластов и не может быть больше
последнего).
К технико–технологическим причинам относятся: тип долота, режим
бурения, жесткость низа бурильной колонны, кривизна в элементах
бурильного инструмента, искривление бурильных труб под нагрузкой,
вертикальность и совпадение оси вышки с центром роторного стола и
направления, горизонтальность установки стола ротора.
Указанные причины могут быть полностью учтены и их влияние можно
свести практически к нулю.
5.9.2. Наклонно–направленное бурение
Наклонно направленная скважина отличается от вертикальной заданным
смещением конечного забоя от вертикали и его направлением.
Бурение наклонных скважин возможно турбинным и роторным
способами. Собственно искривление ствола скважины достигается
применением специальных компоновок низа бурильной колонны,
обеспечивающих отклоняющую силу на долоте, или асимметричное
разрушение забоя, или то и другое.
Реализация необходимого пространственного положения ствола
скважины достигается с помощью ориентирования отклоняющих
компоновок низа бурильной колонны перед началом и в процессе бурения. В
качестве отклоняющих при турбинном бурении применяют компоновки,
включающие один или несколько центраторов, два эксцентрично
34
расположенных центратора, эксцентричный ниппель, кривой переводник,
специальные отклонители типов ОТ, ОТС, ОТШ. С помощью компоновок с
одним или несколькими центраторами можно управлять только значением
зенитного угла скважины. Все остальные позволяют изменять также и азимут
скважины.
5.9.3. Кустовое бурение
Под кустовым бурением понимается способ, при котором устья скважин
группируются на общей площадке, а конечные забои находятся в точках,
соответствующих проектам разработки пласта, месторождения.
При кустовом бурении скважин значительно сокращаются строительно–
монтажные работы в бурении, уменьшается объем строительства дорог,
линий электропередачи, водопроводов и т.д. Наибольший эффект от
кустового бурения обеспечивается при бурении в условиях моря, в
болотистых местностях и др.
Применяются различные типы и варианты кустований в зависимости от
природных условий.
Кусты делят на локальные, т.е. не связанные постоянными дорогами с
базой; кусты, расположенные вдоль транспортной магистрали, и кусты,
находящиеся в центре транспортной магистрали. В первом случае скважины,
как правило, направляют во все стороны (веером), что позволяет собрать в
куст максимальное число устьев скважин. При разбуривании
многопластовых залежей число скважин в кусте увеличивается. В случае
расположения кустов вдоль транспортной магистрали (Азербайджан – море,
Западная Сибирь) число скважин в кусте уменьшается по сравнению с
числом скважин на локальном кусте.
Схем расположения устьев скважин может быть предложено и
использовано много в зависимости от геолого–климатических условий,
техники и рельефа.
Одна из основных особенностей проводки скважин кустами –
необходимость соблюдения условий непересечения стволов скважин. Опыт
показывает, что с точки зрения пересечения соседних стволов опасны
верхние вертикальные участки.
Важное значение имеет также установление минимальной разности
вертикальных глубин точек забуривания стволов скважин в кусте. Считают,
что максимальная допустимая минимальная разность глубин точек
забуривания стволов соседних скважин должна составлять 50 м, что и
рекомендуется в качестве допуска, когда глубина места зарезки ствола не
35
превышает 1000 м. По результатам фактического положения стволов должны
вноситься соответствующие коррективы в проекты на бурение последующих
скважин.
Кустовое бурение широко распространено в зарубежной и
отечественной практике бурения в условиях Западной Сибири, на море и т.д.
К недостаткам кустового наклонно–направленного способа бурения
следует отнести: вынужденную консервацию уже пробуренных скважин до
окончания некоторой скважины данного куста в целях противопожарной
безопасности, что замедляет темпы разработки залежи; увеличение
опасности пересечения стволов скважин; трудности в проведении
капитального и подземного ремонта скважин, а также в ликвидации
грифонов в условиях морского бурения и др.
5.9.4. Многозабойное бурение
Сущность многозабойного способа бурения состоит в том, что из
основного ствола скважины с некоторой глубины проводят один или
несколько стволов, т.е. основной ствол используется многократно. Полезная
же протяженность скважин в продуктивном пласте и, следовательно, зона
дренирования (поверхность фильтрации) возрастают. Дополнительные
стволы могут переходить в горизонтальные.
Первые скважины были пробурены этим способом в 1947 г. на
Краснокаменском и Ишимбаевском месторождениях. В сочетании с
турбобуром многозабойное бурение развивалось успешнее.
Преимущества многозабойного способа бурения сводятся к тому, что
можно получить скважины с увеличенным дебитом, повысить общую
нефтеотдачу месторождения, сократить число скважин, вовлечь в
промышленную разработку малодебитные месторождения с низкой
проницаемостью
пород,
повысить
поглощающую
способность
нагнетательных скважин.
5.9.5. Горизонтальное бурение
К настоящему времени в мировой практике достаточно четко
вырисовывается область возможного применения вскрытия продуктивных
пластов горизонтальными и многозабойными скважинами.
Наибольший эффект по увеличению текущей добычи и нефтеотдачи
пластов достигается при вскрытии коллекторов с вертикальной
трещиноватостью, низкой пористостью и проницаемостью, а также
содержащих высоковязкие малоподвижные нефти.
36
Горизонтальные скважины могут быть использованы весьма успешно и
при вскрытии высокопроницаемых пластов.
Благодаря
вскрытию
пластов
горизонтальными
скважинами
достигаются:

интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов;
увеличение срока эффективной эксплуатации скважин за счет значительного
уменьшения водогазоконусных образований;

минимальное загрязнение окружающей среды и сохранение
экологически чистыми больших площадей на поверхности;

уменьшение числа скважин, необходимых для разработки и
доразработки месторождений;

вовлечение в эксплуатацию месторождений, ранее считавшихся
промышленно не рентабельными (забалансовыми).
6. ПРИТОК ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНУ
При работе добывающей скважины уровень в ней понижается, в
результате чего давление на забое становится ниже пластового давления.
Возникает разность давлений (депрессия) под действием которой жидкость
движется в направлении добывающей скважины.
6.1 Уравнение Дюпюи
Движение жидкости к добывающей скважине имеет плоскорадиальный
характер и подчиняется закону Дарси.
Рис. 27. Движение жидкости к забою скважины
Результатом математических преобразований уравнения Дарси,
получаем формулу Дюпюи притока жидкости к центрально расположенной
скважине при плоскорадиальном движении.
𝑄=
2𝜋𝑘ℎ(𝑃контура − 𝑃забойное )
𝜇 𝑙𝑛
𝑅контура
, где
𝑟скважины
37
Rконтура – радиус контура питания скважины, который приблизительно
равен половине расстояния между скважинами.
Pконтура – давление на контуре питания, равное пластовому давлению.
6.2. Коэффициент продуктивности скважины
Анализ переменных, входящих в уравнение Дюпюи, позволяет выделить
те из них, которые для конкретной скважины, расположенной в конкретном
месте пласта, являются постоянными (выделены цветом). Этот комплекс
переменных называется коэффициентом продуктивности скважины:
𝐾прод =
2𝜋𝑘ℎ
𝑅контура
𝜇 𝑙𝑛
𝑟скважины
Тогда уравнение притока принимает очень простой вид:
𝑄 = 𝐾прод (𝑃контура − 𝑃забойное )
При поддержании пластового давления дебит скважины долгое время
остается постоянным. Увеличить дебит скважины можно только лишь за счет
снижения забойного давления в скважине.
Однако, существуют естественные ограничения скважин по дебиту.
Попытки превышения допустимого отбора жидкости из скважины за счет
снижения забойного давления обычно приводят только к еще более сильному
снижению величины максимального дебита.
6.3. Способы увеличения притока
Рис. 28. Воронка депрессии
На рисунке видно изменение давления вокруг работающей скважины
носит логарифмический характер, получившее название воронки депрессии.
Видно, что основное падение давления происходит в непосредственной
близости от скважины, что говорит о высоких затратах энергии в этой зоне.
38
Снижение энергозатрат вблизи скважины (в призабойной зоне) приведет к
увеличению притока.
Из уравнения Дюпюи следует, что увеличение проницаемости или
снижение вязкости приводит к увеличению дебита.
Таким образом, увеличение проницаемости призабойной зоны или
снижение вязкости нефти в этой области приведет к увеличению притока
жидкости в скважину при сохранении допустимой депрессии. Существуют
следующие способы увеличения притока:

Физико-химические методы (закачка ПАВ, селективная обработка
полимерами);

Тепловые методы (закачка жидкости или пара, прогрев пласта на
забое);

Химические методы (кислотная обработка, закачка растворителей);

Механические
методы
(гидроразрыв
пласта,
дополнительная
перфорация, взрыв);

Вибро-акустические методы;

Комбинированные методы.
Рассмотрим некоторые из них подробнее.
6.4. Кислотная обработка призабойной зоны
При закачке соляной кислоты в призабойную зону происходит очистка
поровых каналов и частичное увеличение пористости коллектора за счет его
растворения кислотой. Результатом кислотной обработки является
увеличение проницаемости призабойной зоны. В качестве реагента может
использоваться также смесь соляной и серной кислоты, а также смесь
плавиковой и серной кислоты.
39
Рис. 29. Схема кислотной обработки призабойной зоны пласта. 1 – вода; 2 – раствор кислоты; 3
– дренажная емкость; 4 – насосный агрегат; 5 – устьевая арматура; 6 – забой скважины.
6.5. Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
На забое скважины закачкой воды с поверхности создается высокое
давление, в результате чего в пласте образуются трещины (часто большой
протяженности). В эти трещины нагнетается проппант – расклинивающее
вещество, не дающее им сомкнуться при снижении забойного давления до
нормального. При эксплуатации скважины после ГРП жидкость в
призабойной
зоне
движется
к
скважине
по
искусственным
высокопроницаемым трещинам.
Рис. 30 Схема расположения оборудования при проведении гидроразрыва пласта: 1 – насосный
агрегат; 2 – пескосмесительный агрегат; 3 – автоцистерна; 4 – песковоз; 5 – блок
манифольда; 6 – арматура устья; 7 – станция контроля и управления процессом
40
Рис. 31. Процесс ГРП на месторождении
6.5.1. Технология гидравлического разрыва пласта.
Для гидравлического разрыва пласта выбирают следующие скважины:

с низкой продуктивностью;

с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью
коллектора;

с загрязненной призабойной зоной;

с высоким газовым фактором;

нагнетательные с низкой приемистостью;

нагнетательные для расширения интервала поглощения.
Не рекомендуются проводить гидроразрыв в скважинах, технически
неисправных и расположенных близко от контура водоносности или от
газовой шапки.
Для выяснения приемистости скважины и величины ожидаемого
давления разрыва необходимо предварительно испытать скважину на
поглощение при различных давлениях и определить опытным путем
давление на разрыв и расход жидкости разрыва. Такое испытание проводят
путем закачки в скважину маловязкой жидкости в нарастающих объемах.
Перед началом работ забой скважины необходимо очистить лучше всего
промывкой. В отдельных случаях для улучшения фильтрационных свойств
пластов рекомендуется проводить соляно-кислотную или грязевую
обработку и дополнительную перфорацию. Эти мероприятия снижают
давление разрыва и повышают его эффективность.
41
Вначале жидкость разрыва закачивают насосными агрегатами. По мере
закачки давление постепенно повышается. В момент, когда давление на забое
достигнет определенной величины, пласт разорвется и образуется трещина.
Момент разрыва обнаруживается по резкому спаду давления на манометре,
установленном на выкидной линии. После разрыва давление на устье падает,
а расход нагнетаемой жидкости сильно возрастает – начинает работать
трещина и скважина начинает принимать жидкости больше, чем она
принимала перед разрывом.
После разрыва пласта переходят к нагнетанию жидкостипесконосителя. Наибольший эффект достигается при закачке жидкостипесконосителя с большими скоростями и при высоких давлениях нагнетания.
Затем жидкость с песком продавливают в пласт путем нагнетания
продавочной жидкости при максимальном давлении и с максимальной
скоростью, для обеспечения быстрейшего заполнения трещин песком. Для
этого подключают наибольшее число насосных агрегатов. При прокачке
излишнего количества продавочной жидкости она может оттеснить песок в
глубь пласта и после снятия давления трещина в непосредственной близости
к забою скважины может сомкнуться, тогда эффект от разрыва может быть
сведен к нулю.
В качестве продавочной жидкости используют нефть для нефтяных и
воду для нагнетательных. После продавки устье закрывают и скважину
оставляют в покое, пока давление на устье не упадет до нуля. Затем скважину
промывают, очищая от песка, и приступают к освоению.
7. СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ
7.1. Энергия в скважине
В подъеме жидкости от забоя скважины до ее устья участвуют четыре
вида энергии (рис.21):
1. Потенциальная энергия скважинной жидкости (определяется
величиной пластового давления)
2. Энергия растворенного в жидкости газа (действует при снижении
давления в скважине ниже давления насыщения)
3. Искусственно введенная в пласт энергия (за счет работы системы
поддержания пластового давления)
42
4. Искусственно введенная в скважину энергия
(закачиваемый в скважину газ при газлифтной эксплуатации
или работа погружного насоса)
В зависимости от используемой при подъеме жидкости
энергии выделяют три группы способов эксплуатации
скважин:
 Фонтанная эксплуатация;
 Механизированная эксплуатация.
Рассмотрим их подробнее.
Рис. 32. Энергия в скважине
7.2. Фонтанная эксплуатация скважин
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых
месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик и давление на
забоях скважин достаточен для преодоления гидростатического давления
столба жидкости в скважине, противодавления на устье и давления,
расходуемое на преодоление трения движения жидкости. Условием
фонтанирования скважины является равенство:
Pc=Pг+Pтр+Pу,
где Pc - давление на забое скважины; Pг- гидростатическое давление
столба жидкости в скважине; Pтр- потери давления на трение в НКТ, Pупротиводавление на устье.
Различают два вида фонтанирования скважин:

фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, артезианское фонтанирование;

фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего
фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.
7.2.1 Оборудование
43
Скважина оборудуется колонной головкой и фонтанной елкой [6].
Рис.33. Устьевая фонтанная арматура
Подъем жидкости происходит за счет пластовой энергии и энергии
растворенного в нефти газа по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).
Основное оборудование: 1 – лубрикатор; 2 – лубрикаторная задвижка; 3 –
штуцер; 4 – фонтанная елка; 5 – затрубные задвижки; 6 – НКТ; 7 –
крестовина. Дополнительное оборудование: 8 – клапан-отсекатель; 9 – пакер;
10 – воронка.
7.2.2. Осложнения
1. По мере снижения температуры по стволу скважины в верхней части
НКТ может происходить выделение из нефти в твердую фазу ее тяжелых
компонентов – парафинов.
2. При наличии в продукции скважины воды может происходить
выпадение солей.
3. В случае разрушения нефтеносного пласта возможно накопление в
скважине механических примесей.
7.3. Механизированная добыча
7.3.1. Газлифтная эксплуатация скважин
44
Рис. 34. Схема газлифтного подъемника
При газлифтной эксплуатации в затрубное пространство скважины 5 с
поверхности закачивается газ 2, который поступает в НКТ 6 через пусковой 7
или рабочий 8 клапан. Из-за газа жидкость в НКТ становится менее плотной
и эффективность ее подъема возрастает. В зависимости от источника газа
газлифт, подразделяют следующим образом:
1. Компрессорный (газ закачивается в скважину компрессором с
поверхности)
2. Бескомпрессорный (газ закачивается с поверхности из газовой
скважины или из газопровода высокого давления)
3. Внутрискважинный (газ поступает в скважину из выше- или
нижележащего газового пласта)
Газлифтная эксплуатация удобна с точки зрения простоты
регулирования
режима
работы
скважины
(изменением
расхода
закачиваемого газа), но получила в России небольшое распространения по
причине сложностей, связанных с компрессорным хозяйством.
7.3.2. Насосная добыча
7.3.2.1. Скважинная штанговая насосная установка (СШНУ)
Скважинная штанговая насосная установка – один из первых
механизированных способов добычи нефти. Долгое время это оборудование
45
являлось основным механизированным способом добычи нефти в России.
СШНУ до сих пор остается символом нефтедобывающей промышленности.
Рисунок 35. Общая схема штанговой глубинно-насосной установки
В скважину на колонке насосно-компрессорных труб под уровень
жидкости спускают цилиндр насоса, в нижней части которого установлен
приемный клапан 1, открывающейся только вверх. Затем на насосных
штангах 3 внутрь НКТ спускают поршень, называемый плунжером, который
устанавливают в цилиндр насоса (рис. 35). Плунжер имеет один или два
клапана 2, открывающихся только вверх, называемых выкидными или
нагнетательными. Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего
плеча балансира 6 станка-качалки.
Насос СШНУ – объемного действия. При перемещении плунжера вверх
и вниз всасывающий и нагнетательный клапаны по очереди открываются и
закрываются, и жидкость подается из скважины на поверхность. Существует
масса конструкций глубинных насосов. Принципиально они делятся на две
группы – невставные и вставные насосы.
46
Рис.36 Насос СШНУ (а,б – невставной насос, 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры,
3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители, 5 - всасывающие клапаны, 6 - седла конусов, 7 захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата
клапана; в - вставной насос, 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка)
В невставном насосе корпус закреплен на насосно-компрессорных
трубах, а плунжер опускается в корпус на колонне штанг. Всасывающий
клапан сделан съемным и также может быть извлечен на поверхность путем
захвата его плунжером.
Вставной насос целиком опускается на штангах и фиксируется в
колонне НКТ.
Преимуществом вставного насоса является его удобная и быстрая
замена, недостатком – уменьшенный диаметр плунжера, что приводит к
меньшей подаче из-за меньшего внутреннего объема насоса.
Недостатком невставного насоса является необходимость подъема
колонны НКТ для ревизии или замены корпуса насоса.
При перемещении колонны штанг внутри НКТ неизбежно возникает
трение, которое приводит к истиранию металла. Установка на штанги
пластиковых центраторов позволяет продлить срок службы штанг и НКТ.
Для предотвращения одностороннего износа центраторов в наклонных
участках скважины колонна штанг может поворачиваться по часовой стрелке
с помощью штанговращателя, устанавливаемого на поверхности.
Для создания возвратно-поступательного движения, которое передается
колонной штанг глубинному насосу используется комплекс оборудования,
47
называемый станком-качалкой. Станок-качалка приводится в движение
электродвигателем.
Рис. 37. Станок качалка
Теоретически суточную подачу СШНУ несложно подсчитать, зная
диаметр плунжера насоса, длину его хода и количество качаний вверх-вниз
станка-качалки. Подача насоса будет равна объему, в котором перемещается
плунжер – произведение площади его сечения на длину его хода,
умноженному на количество качаний в сутки. Следовательно, подачу насоса
можно изменить, либо изменяя диаметр плунжера, что требует смены всего
насоса, либо, изменяя амплитуду и частоту качания балансира станкакачалки, что делается с поверхности.
Основным способом изучения работы глубинного насоса скважинной
штанговой насосной установки является измерение нагрузки на штанги при
перемещениях головки балансира. Для этого между траверсами канатной
подвески устанавливается динамограф, который замеряет усилие на
траверсах в зависимости от вертикального перемещения полированного
штока.
Полученная графическая зависимость называется динамограммой.
48
Рис.38. а – динамограф, б – теоретическая динамограмма, в – динамограмма
работающего насоса.
Точка А соответствует нижнему положению полированного штока.
Нагрузка здесь минимальна и определяется весом колонны штанг в
жидкости. Точка В соответствует верхнему положению полированного
штока. Нагрузка здесь максимальна, к весу штанг добавляется вес
поднимаемой жидкости. Амплитуда движения плунжера меньше амплитуды
перемещения полированного штока, что связано с упругой деформацией
колонны штанг и колонны НКТ.
По изменению формы динамограммы можно проводить диагностику
работы погружного насоса. Используя их, можно определить более тридцати
различных характеристик работы глубинного насоса и подземного
оборудования.
7.3.2.2. Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)
Установками погружных электроцентробежных насосов в настоящее
время добывается более 75% всей нефти в стране. На многих
месторождениях это единственный из способов механизированной добычи
нефти.
Насос является динамическим. Перекачиваемая жидкость получает
кинетическую энергию из-за вращения рабочих колес секций насоса (со
скоростью, примерно, 3000 об/мин). После чего, кинетическая энергия
потока преобразуется в потенциальную энергию давления в направляющем
аппарате.
49
Рис. 39. Элементы и принцип действия центробежного насоса
Одна ступень насоса способна создать средний напор около 4 м. Для
поднятия жидкости на необходимую высоту насос формируется из большого
количества ступеней, размещаемых в насосных секциях.
Рис.40 Схема установки погружного электроцентробежного насоса
1 – станция управления ЭЦН; 2 – арматура фонтанная, оборудованная кабельным вводом; 3 –
колонна НКТ; 4 – обсадная колонна; 5 – кабель подвода электроэнергии к погружному
электродвигателю; 6 – насосная секция; 7 – секция газового сепаратора; 8 – секция гидрозащиты
погружного электродвигателя; 9 – погружной электродвигатель.
50
Установка, включая маслозаполненный двигатель, полностью
расположена в скважине. Для герметизации двигателя в месте выхода
вращающегося вала используется гидрозащита. Жидкость охлаждает
двигатель и поступает в насос через приемную сетку или газосепаратор.
Над
насосной
установкой
расположен
обратный
клапан,
препятствующий сливанию жидкости в скважину после остановки насоса.
Для опустошения НКТ при подъеме насоса из скважины разрушается полая
втулка сбивного клапана, для чего в НКТ с поверхности бросают лом.
Электрическая энергия передается с поверхности по кабельной линии.
Для управления работой насоса используется станция управления, которая
имеет ряд защитных функций для аварийного отключения двигателя. Часто в
двигателе устанавливается датчик давления, температуры и вибрации,
передающий свои показания по кабелю на поверхность. Станция управления
способна расшифровывать и записывать эти сигналы, а также автоматически
корректировать работу насоса.
Центробежный насос имеет определенную зависимость напора и
подачи. Чем меньше высота, на которую насос должен поднимать жидкость
(вертикальная ось), тем большую подачу он сможет обеспечить
(горизонтальная ось), и наоборот. Высота подъема жидкости определяется
положением динамического уровня в скважине, а не глубиной спуска насоса.
Рекомендуется эксплуатировать насос в рабочей зоне, которая
характеризуется высоким КПД.
В соответствии с российской классификацией ЭЦН5-50-1300
обозначает: Электроцентробежный насос габаритной группы 5 (подходит
для скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 5 дюймов
или больше), с подачей 50 м³/сут и напором 1300 м в номинальном режиме
работы.
При первом запуске скважины насос работает в области высоких подач.
По мере откачки жидкости уровень падает, высота подъема жидкости
увеличивается, подача насоса уменьшается. Часто нужно определенное
время, чтобы из пласта начала поступать нефть. В этот момент насос может
откачать такое количество жидкости из скважины, что требуемая высота ее
подъема станет равна максимальному напору насоса. В этом случае подача
насоса станет близка к нулю, что может привести к перегреву и отказу
двигателя, так как жидкость мимо него не проходит, и двигатель не
охлаждается.
Правильно подобранный к скважине центробежный насос должен
работать в области напорной характеристики, соответствующий
максимальному КПД.
51
При попадании в центробежный насос свободного газа его
характеристики сильно ухудшаются. Это связано с образованием
кавитационных каверн за лопатками рабочего колеса. При поступлении в
насос более 25% свободного газа может произойти срыв подачи. Для защиты
насоса широко применяются газосепараторы, отделяющие и сбрасывающие
обратно в скважину значительное количество газа за счет кавитационного и
центробежного эффектов. Другим способом защиты является измельчение
газовой фазы в жидкости с помощью диспергаторов. Полученная
газожидкостная смесь перекачивается насосом как однородная среда. Оба
типа устройств устанавливаются перед входом в первую секцию насоса.
Наличие в откачиваемой жидкости песка или проппанта является самой
серьезной проблемой при работе насоса. Неизбежно возникает износ,
возможно и засорение. Помогают специальные фильтры, устанавливаемые на
забое скважины или перед входом в насос. Существует также опыт
применения сепараторов с циклонным принципом работы.
7.3.2.3. Винтовые насосы
Принцип действия насоса следующий. В камере из эластомера
(статоре) с небольшой скоростью (150-500 об/мин) вращается
металлический винтообразный ротор. Между ротором и статором
образуются перемещающиеся вверх со спирали полости, заполненные
жидкостью. Наличие в жидкости газа или песка практически не влияет на
работу насоса. Небольшая скорость вращения позволяет поместить
недорогой двигатель на устье скважины, а вращение передавать с помощью
колонны штанг. В искривленных или глубоких скважинах возможно
применение погружного электродвигателя.
52
Рис.41. Винтовой скважинный насос: 1 – пусковая муфта; 2, 5 – эксцентриковые муфты; 3
– правый винт; 4 – правая обойма; 6 – левый винт; 7 – левая обойма; 8 – предохранительный
клапан; 9 – шламовая труба.
7.3.2.4. Струйные насосы
В основе работы насоса лежит принцип инжекции. С поверхности под
высоким давлением закачивается рабочая жидкость 5, за счет огромной
скорости ее истечения через сопло струйного насоса 1 образуется зона
пониженного давления. Через обратный клапан 2 продукция скважины
поступает в струйный насос, где смешивается с рабочей жидкостью. В
53
диффузоре струйного насоса давление вновь возрастает и
смесь рабочей и скважинной жидкости 6 поступает на
поверхность. Струйный насос надежен, не имеет движущихся
частей, легко извлекаем из скважины по колонне НКТ за счет
смены
направления
закачки
рабочей
жидкости.
Принципиальным недостатком является низкий КПД.
Рис. 42. Струйный скважинный насос
8. СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ
В настоящее время чаще всего применяется однотрубная герметичная
напорная система сбора скважинной продукции.
Основные элементы, обозначенные на
схеме: ГЗУ - групповая замерная установка;
ДНС - дожимная насосная станция; УПН установка подготовки нефти; УПВ - установка
подготовки воды; КНС - кустовая насосная
станция; 1 - кустовые трубопроводы
(манифольды); 2 - промысловые трубопроводы;
3 - промысловые водонефтепроводы; 4 промысловые водопроводы; 5 - кустовые
водопроводы; 6 - промысловые газопроводы; 7 водозаборный трубопровод; 8 - магистральный
нефтепровод; 9 - магистральный газопровод;
НПЗ - нефтеперерабатывающий завод; ГПЗ газоперерабатывающий завод.
Рис. 43. Система сбора и подготовки продукции
54
8.1. Групповая замерная установка (ГЗУ)
Добываемая скважинная продукция в первую очередь направляется на
замер. ГЗУ реализует измерение объемного расхода жидкости и газа для
одной скважины в один момент времени. Все скважины куста замеряются по
очереди. Пока происходит измерение дебита одной скважины, остальные
продолжают работать, но без измерения их дебитов.
Рис.44. Групповые замерные установки ГЗУ-Дельта [7]
8.2. Дожимная насосная станция
Чтобы не затрачивать пластовую энергию для перекачки скважинной
продукции по огромным территориям добывающих промыслов, используют
станции повышения давления – дожимные насосные станции (ДНС). На
дожимных насосных станциях жидкость и газ разделяются, после чего
насосами повышается давление жидкости для дальнейшей ее перекачки.
Рядом с ДНС часто расположены цеха управления добычей, вахтовые
поселки, ремонтные базы.
Рис. 45. Дожимная насосная станция Комсомольского месторождения [8]
55
8.3. Установка подготовки нефти
Водонефтяная эмульсия, поступающая на вход установки подготовки
нефти (УПН), подогревается для лучшего ее разделения. В блоке
коалесценции происходит слияние пузырьков воды друг с другом (или
нефти), что улучшает разделение.
Добавление пресной воды в нефть с остаточным содержанием воды
необходимо для максимального обессоливания продукции. Вторая фаза
разделения осуществляется в горизонтальном сепараторе с применением
электромагнитного поля – электродегидраторе.
Рис. 46. Электродегидратор 1ЭГ-160: 1- распределитель эмульсии; 2- электроды; 3-сборник
нефти; 4-подвесной изолятор; 5-высоковольтный трансформатор; 6-реактивная катушка; Iввод эмульсии; II-нефть; III-вода
Отделенная вода направляется в систему поддержания пластового
давления, подготовленная нефть – на сборные пункты для отправки на НПЗ,
газ – на дополнительную подготовку для отправки на ГПЗ.
Рис.46. Установка подготовки нефти УПН на Крапивинском нефтяном месторождении [8]
56
8.4. Пункт сбора
Промысловые сборные пункты позволяют обеспечить равномерность
поступления добытой и подготовленной продукции в магистральные
трубопроводы для отправки потребителю.
Рис. 47. Центральный пункт сбора, цех подготовки и перекачки нефти №1, Холмогорское
месторождение [9]
8.5. Качество товарной нефти
Качество товарной нефти определяется ГОСТ Р 51858-2002. Нефть
обозначается следующим образом (четыре цифры отделенные точкой):
Класс.Тип.Группа.Вид ГОСТ Р 51858-2002:
1. Класс – содержание в нефти серы (цифры 1…4);
2. Тип – плотность нефти (цифры 0…4, для экспортной нефти
добавляется литера «э»);
3. Группа – степень подготовки нефти (цифры 1…3);
4. Вид – содержание в нефти сероводорода и легких меркаптанов
(цифры 1…3)
Пример обозначения нефти типа Brent: 1.0э.1.1 ГОСТ Р 51858-2002.
9. ДАЛЬНИЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ И ГАЗА
Железнодорожный транспорт – наиболее распространенный вид
транспорта для перевозки грузов. Перевозка жидких нефтяных грузов
осуществляется
в
специальных
стальных
вагонах-цистернах
грузоподъемностью 50, 60 и 120 т, выполненных из листовой стали
толщиной 8–11 мм. Налив нефтепродуктов в цистерну, как правило,
производится сверху, а слив снизу. Цистерны оборудуются смотровыми
57
площадками, внутренними и наружными лестницами, нижними
сливнымиприборами и другими необходимыми устройствами для надежной
эксплуатации в пути следования и при сливно-наливных работах. В качестве
тары для нефтегрузов применяются металлические, пластмассовые и
деревянные бочки и бидоны, фанерные и металлофанерные ящики и
барабаны, стеклянные бутылки, хлопчатобумажные и бумажные мешки и др.
Достоинства железнодорожного транспорта:

универсальность (перевозка всех видов нефти и нефтепродуктов в
любых объемах);

равномерность доставки грузов в течение всего года с более высокой
скоростью, чем водным транспортом;

доставка нефтепродуктов в большинство пунктов потребления в связи
с наличием разветвленных железнодорожных сетей в густонаселенных
промышленных и сельскохозяйственных районах.
К недостаткам железнодорожного транспорта следует отнести:

большие капитальные затраты при строительстве новых, ремонте и
реконструкции существующих линий;

относительно высокие эксплуатационные затраты;

относительно низкая эффективность использования мощности
подвижного состава (цистерны в обратном направлении идут
незагруженными);

значительные потери нефти и нефтепродуктов при транспорте и
разгрузочно-погрузочных операциях;

необходимость специальных сливно-наливных пунктов и пунктов
зачистки вагонов-цистерн.
Водный транспорт нефти делится на речной - по внутренним водным
путям (рекам, озерам) и морской – по морям и океанам (как по внутренним
морям континента, так и между континентами). По рекам и озерам нефть
перевозится в баржах (в том числе самоходных) и в речных танкерах –
специальных самоходных судах, предназначенных для перевозки
нефтегрузов. Морской транспорт нефтегрузов осуществляется морскими
танкерами - судами большой грузоподъемности, способными пересекать
океаны и моря. Грузоподъемность современных морских супертанкеров
достигает миллиона тонн.
Нефтеналивные суда характеризуются следующими основными
показателями:
58

водоизмещением – массой воды, вытесняемой груженым судном.
Водоизмещение судна при полной осадке равно собственной массе судна и
массе полного груза в нем, включая все необходимые для плавания запасы.

дедвейтом – массой поднимаемого груза (транспортного и
хозяйственного),

грузоподъемностью – массой транспортного груза;

осадкой при полной загрузке;

скоростью при полной загрузке.
Сооружаются балктанкеры - комбинированные суда, предназначенные
для перевозки нефтей и нефтепродуктов, навалочных грузов и руды.
Имеются танкеры класса «река–море» грузоподъемностью 5000т
повышенной прочности. Эти суда даже способны совершать рейсы в
открытых морях – таких, как Средиземное, Охотское. Все виды водного
транспорта:

располагают неограниченной пропускной способностью водных путей;

в большинстве случаев нет необходимости в создании дорогостоящих
линейных сооружений;

провозная способность флота ограничивается грузоподъемностью и
другими показателями передвижных средств флота, производительностью
причального и берегового нефтебазового хозяйства. Чем больше
грузоподъемность танкера, тем дешевле перевозка;

эффективность
использования
супертанкеров
повышается
с
увеличением дальности перевозок, на малых расстояниях они перестают
быть рентабельными.
Трубопроводный транспорт нефтегрузов осуществляется по
специальным трубопроводам от мест производства к местам потребления. По
перекачиваемому продукту магистральные трубопроводы подразделяют на
нефтепроводы,
перекачивающие
нефть,
и
нефтепродуктоводы,
перекачивающие бензины, дизельные топлива, керосины, мазуты. К
магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы диаметром от 529
до 1220 мм и протяженностью 50 км и более, предназначенные для доставки
нефти из районов добычи на нефтеперерабатывающие заводы или пункты
налива нефти в железнодорожные вагоны-цистерны или в места погрузки ее
на танкеры. К магистральным нефтепродуктоводам относятся трубопроводы
диаметром не менее 219 мм и протяженностью 50 км и более,
предназначенные для транспортировки нефтепродуктов из районов их
производства, а также перевалочных нефтебаз в районы потребления – до
59
распределительных нефтебаз, наливных станций, портов, крупных
промышленных предприятий, ТЭЦ и др.
Достоинства трубопроводного транспорта:

наиболее низкая себестоимость перекачки;

небольшие
удельные
капитальные
вложения
на
единицу
транспортируемого груза и быстрая окупаемость затрат при строительстве
трубопроводов;

бесперебойная поставка в течение года, практически не зависящая от
климатических условий;

высокая производительность труда;

незначительные потери нефтей и нефтепродуктов при перекачке;

сравнительно короткие сроки строительства;

возможность перекачки нескольких сортов нефти и нефтепродуктов по
одному трубопроводу;

возможность наращивания пропускной способности трубопровода за
счет строительства дополнительных насосных станций и прокладки
параллельных участков (лупингов).
Недостатки трубопроводного транспорта:

крупные единовременные капитальные вложения в строительство
(необходимо проложить весь трубопровод);

потребность в крупных материальных затратах на заполнение всего
трубопровода нефтью или нефтепродуктом при вводе в эксплуатацию.
Особенно велики эти затраты для магистральных нефтепродуктоводов:
большая металлоемкость, необходимость устойчивого грузопотока на
длительное время, небольшая скорость движения нефти и нефтепродуктов (5
ч 10 км/ч).
Автомобильный транспорт – основной вид транспорта для
доставки нефтепродуктов с распределительных нефтебаз и наливных
пунктов непосредственно к местам потребления (на АЗС, заводы, фабрики,
автобазы и тд.). Для перевозки нефти автотранспорт практически не
используют. Перевозки нефтепродуктов автомобильным транспортом
осуществляют, в основном, в пределах нескольких десятков километров. При
больших расстояниях автотранспорт неэкономичен по сравнению с
железнодорожным, и его применяют лишь там, где отсутствует сеть других
видов транспорта (например, на Севере и т.д.). Массовые нефтепродукты
(бензин, дизельное топливо, мазут, некоторые масла) перевозят в
специализированных автомобильных цистернах и автоприцепах, мелкие
60
партии нефтепродуктов – в таре на бортовых машинах. К достоинствам
автотранспорта следует отнести:

доставку небольших партий нефтепродуктов на различные расстояния
с большой скоростью;

большую маневренность и высокую проходимость;

высокую оперативность.
Недостатки:

высокие затраты на эксплуатацию, в 10 ч 20 раз стоимость перевозок
автотранспортом выше, чем по железной дороге;

сравнительно небольшая грузоподъемность автоцистерн, неполная
загрузка подвижных средств из-за порожних пробегов цистерн;

зависимость от наличия и технического состояния дорог.
Воздушный транспорт нефтепродуктов из-за значительной стоимости
применяют лишь для снабжения отдельных пунктов на Крайнем Севере,
дрейфующих станций и зимовок в Арктике. Доставку нефтепродуктов
воздушным транспортом осуществляют, как правило, в бочках.
10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
10.1. Экологическая
производства
характеристика
нефтегазодобывающего
Первой
характерной
особенностью
нефтегазодобывающего
производства является повышенная опасность его продукции, т. е.
добываемого флюида - нефти и газа. Эта продукция опасна с точки зрения
пожароопасноти, для всех живых организмов опасна по химическому составу,
гидрофобности, по возможности газа диффундировать через кожу внутрь
организма, по абразивности высоконапорных струй. Газ при смешивании с
воздухом в определенных пропорциях образует взрывоопасные смеси.
Второй опасностью нефтегазодобывающего производства является то,
что оно способно вызывать глубокие преобразования природных объектов
земной коры на больших глубинах. В процессе нефтегазодобычи
осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на
пласты. При снижении пластового давления происходит перераспределение
нагрузки - повышаются напряжения в поровом скелете пласта. Эти процессы
могут приводить к землетрясениям. Иными словами, нарушается равновесие
литосферы, т. е. нарушается геологическая среда. Закачка воды для
поддержания пластового давления, особенно с различными химическими
реагентами, может приводить к загрязнению водоносных горизонтов,
61
используемых для питьевого водоснабжения. Загрязнение гидросферы
происходит при бурении скважин, при аварийных перетоках между пластами и
открытом фонтанировании.
Третьей особенностью нефтегазодобывающего производства является то,
что практически все его объекты, применяемые материалы, оборудование,
техника являются источниками повышенной опасности. Опасны
трубопроводы с жидкостями и газами под высоким давлением, все
электролинии, токсичны многие химреагенты и материалы.
Четвертой особенностью нефтегазодобывающего производства является
то, что для его объектов необходимо изымать из сельскохозяйственного,
лесохозяйственного или иного пользования соответствующие участки
земли. Нефтегазодобывающее производство требует отвода больших
участков земель на строительство объектов добычи нефти, дорог,
коммуникаций, трубопроводов, ЛЭП.
Пятой особенностью нефтегазодобывающего производства является
огромное количество транспортных средств, особенно автотракторной
техники. Вся эта техника, так или иначе загрязняет окружающую среду.
По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную
среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди
различных отраслей промышленности. Оно загрязняет практически все сферы
окружающей среды - атмосферу, гидросферу, причем не только поверхностные,
но и подземные воды, геологическую среду, т. е. всю мощность вскрываемых
скважиной пластов в совокупности с насыщающими их флюидами.
Характер воздействия на окружающую среду обусловлен тем, что все
технологические процессы нефтегазодобычи - разведка, бурение, добыча,
переработка, транспорт - оказывают отрицательное влияние на окружающую
среду.
10.2. Охрана водных ресурсов.
Природные воды являются одним из объектов нефтяного загрязнения и
испытывают техногенное воздействие при разведке и добыче углеводородов.
При этом, в первую очередь, происходит снижение качества вод в результате
загрязнения нефтью, промысловыми стоками, химреагентами, буровыми
растворами. Присутствие нефти и нефтепродуктов в природных водах,
превышающее ПДК, сокращает или полностью исключает практическое
использование вод.
Случаи нефтяного загрязнения широко распространены во многих
промышленно развитых странах, обычно на этот вид приходится 30-40%
общего загрязнения подземных вод.
62
Существенное влияние на загрязнение поверхностных и подземных вод
оказывают попутные воды, которые извлекаются из продуктивного пласта
вместе с нефтью или газом. Наряду с высоким содержанием солей в этих водах
присутствуют токсичные элементы и органические вещества.
Серьезную
экологическую
проблему
составляет
утилизация
отработанных буровых растворов, объемы которых при проходке скважин
могут достигать несколько тысяч кубических метров.
Наибольшую опасность для поверхностных и подземных вод
представляют растворы, содержащие соединения хрома, нефть и
нефтепродукты, электролиты, а также ПАВ.
10.3. Охрана земель и растительных ресурсов.
Глубина просачивания нефти зависит от механического состава почв. В
супесчаных и песчаных почвах она превышает 1 м, а в суглинках и глинистых
грунтах не достигает 50-70 см.
Реакция почвенно-растительного комплекса на углеводородное
загрязнение носит избирательный характер. Ареалы распространения
тяжелых фракций нефти приурочены к пониженным элементам рельефа и
не образуют сплошных покровов. В почве наблюдается накопление железа,
марганца и уменьшается содержание фосфора, калия и магния. Возрастает
соотношение между количеством углерода и азота, увеличивается доля
нерастворимого осадка в гумусе, что ослабляет стойкость почвенных экосистем
к неблагоприятным внешним воздействиям, вызывает существенное изменение
их характеристик и снижение плодородия. Кроме того, нефть производит
выщелачивание и уменьшает гидролитическую кислотность почв. Особую
опасность представляет поступление битуминозных веществ, которые обладают
мутагенными и канцерогенными свойствами. Под их влиянием повышается
фитотоксичность почвы, приводящая к нарушению физиологических
процессов и ухудшению растительной продукции.
Скорость восстановления биопродуктивности нарушенного почвенного
комплекса определяется количеством поступившей нефти и объемом
рекультивационных работ. Экспериментально доказано, что период
восстановления почвенно-растительных ресурсов после загрязнения их нефтью
в количестве 12 л/м3 составляет от 10 до 15 лет в зависимости от климатических
и ландшафтно-геохимических особенностей территории.
Возобновление древесных пород на месте погибшего фитоценоза
практически не наблюдается, а формирующиеся растительные сообщества
отличаются объединением видового состава.
С экологических позиций неприемлема ликвидация розливов нефти на
63
поверхности земли путем их сжигания и захоронения. Сжигание нефти,
разлитой на почве, сопровождается образованием канцерогенных веществ.
При этом не только увеличивается токсичность почв, но и резко снижается
их биологическая продуктивность.
10.4. Охрана воздушной среды.
Рассмотрим основные загрязняющие вещества, оказывающие негативное
воздействие на качественный состав атмосферы в процессе добычи и
переработки нефти и газа.
Сероводород. Данный газ является наиболее опасным с точки зрения
воздействия на живые организмы. Даже при небольшой концентрации
сероводород оказывает отравляющее воздействие. Может поступать в
атмосферу при разработке газовых и газоконденсатных месторождений,
содержащих в своем составе сероводород.
Сернистый ангидрит SO2 Поступает в атмосферу при сжигании
высокосернистых
нефтепродуктов.
Предприятия
нефтяной
и
нефтеперерабатывающей промышленности на 40 % определяют уровень
загрязнения атмосферы этим соединением. Данный компонент оказывает
общее токсичное воздействие, нарушает углеводный и белковый обмен.
Токсичность сернистого ангидрита возрастает при одновременном воздействие с
сероводородом, оксидом углерода, аммиаком и оксидами азота.
Углекислый газ. Может образовываться при бактериальном разложении
органического вещества, нефти, бикарбонатов. Диоксид углерода присутствует в
нефтяных попутных газах и в газах газовых месторождений.
Диоксид азота NO2. Является одним из главных загрязнителей атмосферы
среди азотсодержащих газов. Образование связанного азота происходит в
процессе сжигания топлива, причем оксид этого элемента неустойчив в
природных условиях и переходит в диоксид при реакции с кислородом воздуха.
Диоксид азота оказывает общее токсическое воздействие и поражает при
высоких концентрациях центральную нервную систему.
Углеводороды. Поступают в атмосферу под влиянием антропогенной
деятельности при испарении и неполном сгорании нефти и нефтепродуктов.
Наиболее токсичными из углеводородных газов являются бутан и пентан. При
сжигании жидких и твердых топлив выделяются ароматические углеводороды,
которые обладают ярко выраженными канцерогенными и мутагенными
свойствами. Пары жидких углеводородов тяжелее воздуха и при соединении с
ним образуются взрывоопасные смеси, нижний предел воспламенения которых
составляет около 1 %.
Синтезированные вторичные продукты горения выпадают на
64
поверхность земли в виде кислотных дождей и представляют реальную
опасность для биосферы. Существенный вклад в загрязнение воздушного
бассейна вносит нефтяной газ, который сжигается в факелах. Следует
учитывать высокую миграционную активность газообразных веществ, которые
фиксируются не только у источника загрязнения, но и на значительном
удалении от него. Максимальный ареал рассеивания (до 15 км) характерен
для углеводородов, аммиака и оксидов углерода; сероводород мигрирует на
расстояние 5-10 км, а оксиды азота и серный ангидрит отмечаются в пределах 13 км от очага загрязнения.
65
11. ЛИТЕРАТУРА
1.
Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы
нефтегазового дела: Учеб. для вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр»,
2003. - 307 с: ил.
2.
Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.,
«Недра», 1978, с. 448.
3.
Игревский Л. В. Основы нефтегазового дела. М, РГУНиГ им. Губкина,
2007, - 35с: ил.
4.
Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений
Учебное пособие. М, ИнФолио, 2010, - 128с.:ил.
5.
ru.wikipedia.org – электронный ресурс
6.
dic.academic.ru/enc_geolog/ – электронный ресурс
7.
exportpostach.com.ua/neftegaz/neftegaz_oborud/gzu-d.html – электронный
ресурс
8.
grouphms.ru/press_center/photos/?ALBUM_ID=456 html – электронный
ресурс
9.
pda.media.gazprom-neft.ru/pictures/category708/AVD40435.jpg.html
–
электронный ресурс
66
Учебное издание
Основы нефтегазового дела
Методическое пособие
Симанкин Ф.А.
Рецензент
Саруев Л.А.
Компьютерная верстка
Симанкин Ф.А.
Подписано к печати Формат 60х84/16. Бумага «Снегурочка».
Печать XEROX. Усл.печ.л. Уч.-изд.л.
Заказ . Тираж экз.
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Система менеджмента качества
Издательства Томского политехнического университета сертифицирована
NATIONAL QUALITY ASSURANCE по стандарту BS EN ISO 9001:2008
. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30
Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.tpu.ru
67