|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
История развития нефтяной промышленностиСтр 1 из 12Следующая ⇒
Содержание
Лекция № 1 История развития нефтяной промышленности
В развитии нефтяной промышленности России можно выделить 5 этапов: I этап (до 1917 г.) - дореволюционный период; II этап (с 1917 до 1941 гг.) - период до Великой Отечественной войны; III этап (с 1941 до 1945 гг.) - период Великой Отечественной войны; IV этап (с 1945 до 1991 гг.) - период до распада СССР; V этап (с 1991 г.) - современный период.
До середины прошлого столетия нефть в промышленных масштабах не разрабатывалась, т.к. не было технических средств для ее добычи. Нефть добывалась кустарным способом из колодцев вблизи ее естественных выходов. Решающую роль в развитии нефтяной промышленности сыграло бурение. В Бакинском районе первая скважина была пробурена в 1848 году, но промышленная нефть здесь была получена только в 1871 году. На Кубани фонтан нефти с глубины 80 м. был получен в 1864 году, на Челекене – в 1876г. Поисковое бурение в районе Ухты было начато в 1870г. и в 1872 году был получен первый фонтан нефти. На Эмбе поисковые работы были начаты в 1892 году, и в 1899 году здесь получен промышленный приток нефти. В эти же годы первые месторождения нефти были выявлены на других континентах и в других странах: в Канаде – в 1857 году, в Германии и США – в 1859 году, в Италии – в 1860 году, в Румынии – в 1861 году, в Польше – в 1874 году, во Франции – в 1881 году. Широкое внедрение вращательного бурения началось в 1925 году. В эти же годы началось внедрение геофизических методов в практику поисков нефти и газа. Первые нефтеперегонные заводы были построены значительно раньше начала промышленной добычи нефти. В России такой завод был построен еще в 1821 году. Основная часть нефти при этом использовалась для получения керосина, который в те времена пользовался высоким спросом. В 1859 году на Апшеронском полуострове был построен первый крупный нефтеперегонный завод. Добыча нефти до 1860 года на земном шаре состовляла 2-5 тыс.тонн в год. В первые же годы применения бурения добыча нефти возросла до десятков тыс.т. В 1862 году ее было добыто 30 тыс.т., а через 50 лет добыча нефти достигла 40 млн. т. В 1965 году мировая добыча нефти составила 1, 5 млрд. т, а через 11 лет, в 1976 году, почти 3 млрд. т. В настоящее время геологоразведочные работы по добыче нефти и газа осуществляют свыше 100 стран мира (табл.1). Нефть и газ теперь добывают не только на континентах, но и на морских и океанических пространствах. На этой базе сейчас усиленно развивается новая отрасль геологии – морская геология. В 1981 году на шельфах морей и океанов было добыто (Англия, Норвегия, США, Мексика, Саудовская Аравия и др.) около 600 млн. тонн нефти. До 1930-х годов в большинстве стран мира нефть добывалась с глубины до 300 м., на Кавказе – до 1000 м. Позже глубина бурения скважин на нефть возрастала на 500 м. в каждые 10 лет.
Основные районы добычи и подготовки нефти и газа
На сегодняшний момент главные центры мировой добычи нефти расположены в странах Ближнего Востока (Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, Катар, Абу-Даби). Интенсивно ведется добыча нефти в странах Африки и Северном море (Англия, Норвегия). Сведения о крупнейших нефтяных месторождениях мира приведены в табл.1.
Таблица 1 - Уникальные нефтяные месторождения за рубежом
Как видно из табл. 1, крупнейшим нефтяным месторождением мира является Гавар в Саудовской Аравии. Несколько уступает ему по запасам Большой Бурган в Кувейте. На 3-ем месте месторождение Боливар в Венесуэле. Большинство зарубежных нефтяных гигантов (29 из 44) находится в странах Ближнего и Среднего Востока. В них сосредоточено около 50 млрд. т доказанных запасов нефти. По остальным регионам распределение нефтяных «монстров» следующее: - Америка - 7 (9, 2 млрд. т), - Африка - 6 (4, 6 млрд. т), - Азия и Океания - 1 (0, 5 млрд. т), - Западная Европа -1(1 млрд. т). Сведения о крупнейших газовых месторождениях в странах мира приведены в табл.5.
Таблица 2 - Уникальные газовые месторождения мира
Из таблицы 2 видно, что самым крупным газовым месторождением мира является Ямбургское в России. Несколько уступают ему российское Уренгойское и алжирское Хасси Р'Мейль. Преобладающая часть газовых гигантов концентрируется на территории бывшего СССР (11 из 22). В них сосредоточено около 12 трлн, м3. В остальных регионах распределение газовых месторождений-гигантов следующее: Америка - 3 (2, 7 трлн. м3), Западная Европа - 3 (2, 3 трлн. m: j), Азия и Океания, а также Ближний и Средний Восток - 3 (около 2 трлн. м3).
Лекция № 2 Образование нефтяных и газовых месторождений
Для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: - наличие проницаемых горных пород (коллекторов), - непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушки). Миграция нефти и газа - основное условие формирования их скоплений. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород - покрышек. Попав в ловушку нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются: - газ, как самый легкий, уходит вверх, - вода, как самая тяжелая, - вниз, - нефть занимает промежуточное положение. Самые распространенные типы ловушек приведены на рис. 4. Наиболее распространены антиклинальные ловушки (рис. 4 а).
Рисунок 4 – Типы ловушек Если в антиклинальной складке пласт-коллектор перекрыт водогазонефтенепроницаемой толщей (покрышкой), то в нем возможно формирование нефтегазовой залежи. Тектонические движения часто приводят к разрыву сплошности слоев и вертикальному перемещению мест обрыва относительно друг друга. В результате пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой, что приводит к образованию тектонически экранированной ловушки (рис. 4 б). Если по какой-то поверхности коллекторы перекроются более молодыми непроницаемыми отложениями, то образуется стратиграфически экранированная ловушка (рис. 4 в). В природе встречаются случаи, когда линзы проницаемых пород, например, песчаников, окружены непроницаемыми - глинами. В этом случае образуется литологически экранированная ловушка (рис. 4 г). Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью. Наиболее часто залежи углеводородов встречаются в ловушках антиклинального типа (рис. 5). В общем случае в верхней части продуктивного пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу - вода, а между ними нефть. Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности или газоносности. Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазоносного пласта называют его толщиной.
Рисунок 5 - Схема газонефтяной пластовой залежи: ВКГ - внутренний контур газоносности; ВНКГ - внешний контур газоносности; ВКН - внутренний контур нефтеносности; ВНКН - внешний контур нефтеносности;
Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности. Понятия месторождение, и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь. Такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения являются многопластовыми. Например, на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова установлено до 30...40 залежей. Месторождение называют газовым, если оно содержит только газовые залежи, состоящие более, чем на 90 % из метана. К газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза - конденсат. Если месторождение состоит из нефтяных или газонсфтяных залежей, то оно соответственно называется нефтяным или газонефтяным. Более детальную информацию о залежах и месторождениях дают структурные карты и геологические разрезы. Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли или подошвы продуктивного пласта. Для ее построения залежь рассекают множеством горизонтальных плоскостей и определяют контуры линий пересечения этих плоскостей с кровлей или подошвой продуктивного пласта. По характеру расположения изогипс можно судить о крутизне залегания пласта: чем они ближе друг к другу, тем положение пласта круче. Геологическим разрезом называют изображение геологического строения данного участка земной коры в вертикальной плоскости. Различают геологические разрезы в виде геологического разреза скважины и в виде геологического профиля. Под геологическим разрезом скважины понимают геологическое описание и графическое изображение последовательности напластования пород, пройденных скважиной. Геологическим профилем называют графическое изображение строения месторождения в вертикальной плоскости. Это совокупность геологических разрезов скважин. Наличие структурных карт и геологических разрезов даст более наглядное представление о строении недр, позволяет более обоснованно и успешно осуществлять бурение скважин, оптимизировать проектные решения по разработке месторождений.
Лекция № 3 Происхождение нефти
Считается, что за время существования нефтяной промышленности человечеством добыто около 85 млрд. т нефти и оставлено в недрах отработанных месторождений еще 80...90 млрд. т. Кроме того, доказанные запасы нефти в настоящее время составляют около 140 млрд. т. Итого около 300 млрд. т. Что за «фабрика» произвела такое количество нефти? Вопрос о происхождении нефти имеет не только познавательное, но и большое практическое значение. «Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех процессах, в результате которых возникла нефть, ...будем знать, каким образом в земной коре образуются ее залежи, мы получим... надежные указания, в каких местах надо искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку», - справедливо писал в 1932 г. академик И.М. Губкин. В развитии взглядов на происхождение нефти выделяют 4 этапа: - донаучный период; - период научных догадок; - период формирования научных гипотез, связанный с началом развития нефтяной промышленности; - современный период. Ярким примером донаучных представлений о происхождении нефти являются взгляды польского натуралиста XVIII в. каноника К. Клюка. Он считал, что нефть образовалась в раю и является остатком той благодатной жирной почвы, на которой цвели райские сады. Но после грехопадения Бог решил наказать человечество и уменьшил урожайность земли, удалив из нее жирное вещество. Одна часть жира, по мнению каноника, испарилась под влиянием солнечного тепла, а другая опустилась вглубь Земли, где и образовала скопления нефти. Примером взглядов периода научных догадок является высказанная М.В. Ломоносовым мысль о том, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких температур. В своей работе «О слоях земных» в середине XVIII в. он писал: «Выгоняется подземным жаром из приуготовляющихся каменных углей оная бурая и черная масляная материя и вступает в разные расселины...». С началом развития нефтяной промышленности вопрос о происхождении нефти приобрел важное прикладное значение. Это дало мощный толчок к появлению различных научных гипотез. В 1866 г. французский химик М. Бертло высказал предположение, что нефть образовалась в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. Другой французский химик Г. Биассон в 1871 г. выступил с идеей о происхождении нефти в результате взаимодействия воды, углекислого газа и сероводорода с раскаленным железом. Обе эти реакции действительно приводят к образованию нефтсподобного вещества, а сами гипотезы являются первыми представителями неорганической теории происхождения нефти. В 1888 г. немецкий химик К. Энглер, нагревая жиры морских животных при давлении 1 МПа до температуры 320...400 °С, получил нефтсподобные продукты. На этом основании он вместе с геологом Г. Гефером выдвинул гипотезу о происхождении нефти из животного жира, т.е. из органического вещества. В настоящее время сформировались две теории происхождения нефти: органическая и неорганическая. Сторонники органической теории утверждают, что исходным материалом для образования нефти стало органическое вещество. В основе современных взглядов на происхождение нефти лежат положения, сформированные академиком И.М. Губкиным в 1932 г. в его монографии «Учение о нефти». Ученый считал, что исходным для образования нефти является органическое вещество морских илов, состоящее из растительных и животных организмов. Его накопление на дне морей происходит со скоростью до 150 г на 1 квадратный метр площади в год. Старые слои довольно быстро перекрываются более молодыми, что предохраняет органику от окисления. Первоначальное разложение растительных и животных остатков происходит без доступа кислорода под действием анаэробных бактерий. Далее пласт, образовавшийся на морском дне, опускается в результате общего прогибания земной коры, характерного для морских бассейнов. По мере погружения осадочных пород давление и температура в них повышаются. Это приводит к преобразованию рассеянной органики в диффузно рассеянную нефть. Наиболее благоприятны для нефтеоб-разования давления 15...45 МПа и температуры 60...150 °С, которые существуют на глубинах 1, 5...6 км. Далее, под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы, по которым она мигрирует к месту образования залежей. Таким образом, процесс нефтеобразования делится на три этапа: 1) накопление органического материала и его преобразование в диффузно рассеянную нефть; 2) выжимание рассеянной нефти из нефтематеринских пород в коллекторы; 3) движение нефти по коллекторам и ее накопление в залежах. В последующие годы взгляды И.М. Губкина блестяще подтвердились. В 1934 г. в нефти, асфальтах и ископаемых углях были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла. В 50-е годы нашего столетия А.И. Горской (в СССР) и Ф. Смитом (в США) были открыты нефтяные углеводороды в осадках водоемов различных типов (в озерах, заливах, морях, океанах). Открытие крупнейших нефтяных месторождений в осадочных бассейнах сначала между Волгой и Уралом, а затем в Западной Сибири также подтверждает взгляды И.М. Губкина. Наконец, в настоящее время большинство нефтяных месторождений мира находится в местах сосредоточения осадочных пород, содержащих окаменелые останки животных и растений. Вместе с тем сторонники органического происхождения нефти бессильны объяснить существование ее гигантских скоплений там, где органического вещества в осадочных породах относительно мало (например, бассейн реки Ориноко). Более того, довольно значительные скопления нефти в Марокко, Венесуэле, США и других странах встречаются в метаморфических и изверженных породах, в которых органического вещества просто не может быть. До недавнего времени бесспорным подтверждением родства нефти и органического мира считались соединения, встречающиеся в обоих из них (например, порфирины). Однако в настоящее время многие из этих соединений получены неорганическим путем. При этом синтезе также получается значительное количество твердых парафинов, часто встречающихся в нефти. Органическая же теория объяснить такую долю парафина в нефтях не может. Абсолютно не вписываются в органическую теорию происхождения нефти находки, сделанные в магматических породах. Так, в древнейших кристаллических породах, вскрытых Кольской сверхглубокой скважиной, зафиксировано присутствие родственного нефти битуминозного вещества, а на вьетнамском шельфе открыты крупные нефтяные месторождения (Белый Тигр, Волк, Дракон), где продуктивными оказались не привычные нефтяникам песчаники и известняки, а глубинный гранитный массив. Похожее, хотя и небольшое, месторождение (Оймаша) известно в Казахстане. Сторонники неорганической теории считают, что нефть образовалась из минеральных веществ. В 1876 г. Д.И. Менделеев выдвинул, так называемую, «карбидную» гипотезу происхождения нефти. По мнению ученого, во время горообразовательных процессов по трещинам-разломам, рассекающим земную кору, вглубь проникает вода. Встречая на своем пути карбиды железа, она вступает с ними в реакцию, в результате которой образуются оксиды железа и углеводороды. Затем последние по тем же разломам поднимаются в верхние слои земной коры и образуют нефтяные месторождения. Заслугой Д.И. Менделеева является то, что впервые вместо общих рассуждений им была выдвинута стройная гипотеза, объясняющая не только химическую, но и геологическую сторону процесса образования нефти из неорганических веществ. Оппоненты «карбидной» гипотезы утверждают, что существование карбидов железа в недрах Земли не доказано, а кроме того, в условиях высоких давлений и температур горные породы становятся пластичными и поэтому существование трещин, ведущих к ядру Земли, но их мнению, невозможно. В 1892 г. русский геолог В.Д. Соколов, основываясь на фактах находок битумов в метеоритах, а также на наличии углеводородов в хвостах некоторых комет, предложил «космическую» гипотезу возникновения нефтяных углеводородов в коре нашей планеты. По его мнению, углеводороды изначально присутствовали в газопылевом облаке, из которого сформировалась Земля. Впоследствии они стали выделяться из магмы и подниматься в газообразном состоянии по трещинам в верхние слои земной коры, где конденсировались, образуя месторождения нефти. Оппоненты В.Д. Соколова утверждают, что существование в недрах Земли трещин большой протяженности, соединяющих земное ядро с поверхностью, невозможно. Современными же исследованиями установлено, что и атмосфере планет Юпитера, Сатурна, Урана и Нептуна присутствует метан, хотя никакой органики на этих планетах не было и быть не может. Ученые предполагают, что метан образовался в условиях высоких температур из водорода и углекислого газа, широко распространенных в космосе. В 50-е годы ленинградский геолог-нефтяник И.А. Кудрявцев собрал и обобщил огромный геологический материал по нефтяным месторождениям мира. Прежде всего он на более обширном материале подтвердил наблюдения Д.И. Менделеева о том, что многие месторождения обнаруживаются под зонами глубинных разломов земной коры. Во-вторых, он собрал сведения об отсутствии прямой связи между наличием нефти и количеством органического вещества в породе. Таким местом является, в частности, Мархининский вал на севере Сибири, где горные породы на глубину двух километров буквально пропитаны нефтью, а количество углерода, образовавшегося одновременно с породой, составляет всего 0, 2...0, 4 %. На этом основании ученый считал, что нефтеносность Мархининского вала связана не с преобразованием органического вещества, а с наличием глубинного разлома, по которому углеводороды поднимались из недр планеты. Тем же самым можно объяснить присутствие нефти в кимберлитовых трубках, которые представляют собой каналы взрывного разлома земной коры, образовавшиеся в результате прорыва глубинных газов и магмы из недр Земли. На основании этих и других фактов II.А. Кудрявцев выдвинул «магматическую» гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеводородные радикалы СН. Затем по глубинным разломам они поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. Благодаря уменьшению температуры, в верхних слоях Земли эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в результате чего образуются различные нефтяные углеводороды. Основываясь на этой гипотезе, Н.А. Кудрявцев советовал искать нефть не только в верхних слоях, но и значительно глубже. Этот прогноз блестяще подтверждается открытием все более глубоко залегающих нефтяных месторождений. Оппоненты Н.А. Кудрявцева утверждают, что в условиях высоких температур углеводородные радикалы существовать не могут. Однако Э.Б. Чекалгок выполнил необходимые расчеты и показал, что на больших глубинах высокое давление полностью подавляет термическую деструкцию углеводородов. Кроме того, здесь происходит не только синтез углеводородов из воды и углекислого газа, но также их полимеризация, циклизация и конденсация в крупные углеводоподобные молекулы. Оптимальные термодинамические условия для синтеза нефти, по мнению ученого, имеют место на глубинах порядка 100...200 км. Прорыв нефтяных углеводородов ближе к поверхности происходит по разломам, возникающим в мантии и земной коре.
Лекция № 4 Геологические методы Проведение геологической съемки предшествует всем остальным видам поисковых работ. Для этого геологи выезжают в исследуемый район и осуществляют так называемые полевые работы. В ходе них они изучают пласты горных пород, выходящие на дневную поверхность, их состав и углы наклона. Для анализа коренных пород, укрытых современными наносами, роются шурфы глубиной до 3 м. А с тем, чтобы получить представление о более глубоко залегающих породах бурят картировочные скважины глубиной до 600 м. По возвращении домой выполняются камеральные работы, т.е. обработка материалов, собранных в ходе предыдущего этапа. Итогом камеральных работ являются геологическая карта и геологические разрезы местности. Геологическая карта - это проекция выходов горных пород на дневную поверхность. Антиклиналь на геологической карте имеет вид овального пятна, в центре которого располагаются более древние породы, а на периферии - более молодые. Однако как бы тщательно ни производилась геологическая съемка, она дает возможность судить о строении лишь верхней части горных пород. Чтобы «прощупать» глубокие недра используют геофизические методы. Геофизические методы К геофизическим методам относятся: сейсморазведка, электроразведка и магниторазведка. Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов: 1) взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м; 2) вибраторами; 3) преобразователями взрывной энергии в механическую. Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину залегания пород, отразивших волны, и угол их наклона. Электрическая разведка основана на различной электропроводности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью. На основании выполненных замеров определяют электрическое сопротивление горных пород. Высокое электросопротивление является косвенным признаком наличия нефти или газа. Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномально низкой силой тяжести. Магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета - это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается и различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200...300 м. Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадочных пород и возможные ловушки для нефти и газа. Однако наличие ловущки еще не означает присутствия нефтяной или газовой залежи. Выявить из общего числа обнаруженных структур те, которые наиболее перспективны на нефть и газ, без бурения скважин помогают гидрогеохимические методы исследования недр. Гидрогеохимические методы К гидрохимическим относят: газовую, люминесцентно-битуминологическую, радиоактивную съемки и гидрохимический метод. Газовая съемка заключается в определении присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубины от 2 до 50 м. Вокруг любой нефтяной и газовой залежи образуется ореол рассеяния углеводородных газов за счет их фильтрации и диффузии по порам и трещинам пород. Недостаток метода заключается в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет наклонного залегания покрывающих пластов, например) или же быть связана с непромышленными залежами. Применение люминесцентно-битуминологической съемки основано на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явлении свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой. По характеру свечения отобранной пробы породы делают вывод о наличии нефти в предполагаемой залежи. Известно, что в любом месте нашей планеты имеется так называемый радиационный фон, обусловленный наличием в ее недрах радиоактивных трансурановых элементов, а также воздействием космического излучения. Специалистам удалось установить, что над нефтяными и газовыми залежами радиационный фон понижен. Радиоактивная съемка выполняется с целью обнаружения указанных аномалий радиационного фона. Недостатком метода является то, что радиоактивные аномалии в приповерхностных слоях могут быть обусловлены рядом других естественных причин. Поэтому данный метод пока применяется ограниченно. Гидрохимический метод основан на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также органических веществ, в частности, аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что позволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа.
Бурение скважин
Бурение — это процесс сооружения скважины путём разрушения горньтх пород. Скважиной называют горную вырубку цилиндрической формы, диаметр которой во много раз меньше её длины и построенная без доступа человека на забой. 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 искривлённых скважин. Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов. Еще в процессе бурения отбирают керн - цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине. Анализ керна позволяет определить его нефтегазоносность. Однако по всей длине скважины керн отбирается лишь в исключительных случаях. Поэтому после завершения бурения обязательной процедурой является исследование скважины геофизическими методами. Конструкция скважин
Под надежностью конструкции понимается такое техническое состояние закрепленной части ствола скважины, которое позволяет осуществлять комплекс технологических операций, направленных на успешное преодоление возникших осложнений и дальнейшее углубление скважины. При этом конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям: - использование обсадных колонн оптимального диаметра для перекрытия возникших зон осложнений и достижение проектной глубины скважины; - предупреждение интенсивного механического износа внутренней части обсадных колонн; - обеспечение передачи на забой максимума гидравлической мощности для выбора оптимального режима бурения; - наличие возможности создания значительных по абсолютным величинам избыточных внутренних давлений в закрепленной части ствола скважины для борьбы о возникающими газоводонефтепроявлениями или при ожидаемом вскрытии пластов с АВПД. - исключение затрубных проявлений и межпластовых перетоков; - обеспечение прочности конструкции скважины в сочетании с герметичностью каждой обсадной колонны и цементного кольца; - качественное разобщение всех горизонтов и, в первую очередь газовых пластов, являющихся объектами самостоятельной разработки; - достижение запроектированных режимов эксплуатации скважин, обусловленных проектом разработки горизонта (месторождения); - применение современных методов испытания, освоения и ремонта скважин. При достижении указанных требований обеспечиваются наилучшие технико-экономические показатели как процесса бурения, так и последующей эксплуатации скважины. Элементы конструкции скважин приведены на рис. 6.1. Начальный участок I скважин 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...8м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2. Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400м диаметром до 900мм. Этот участок закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором П. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удаётся пробурить скважину до проекторной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют ещё одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последующий участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нём. 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 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. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от её назначения оборудуют арматурой колонная головка, задвижки, крестовина и др.). Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 2243; Нарушение авторского права страницы
