Файл: национальный исследовательский томский политехнический университет оператор по исследованию скважин.pdf

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ОПЕРАТОР
ПО ИССЛЕДОВАНИЮ СКВАЖИН
Рекомендовано в качестве учебного пособия
Редакционно-издательским советом
Томского политехнического университета
Автор-составитель
С.Ф. Санду
Издательство
Томского политехнического университета
2015

УДК 622.276.05(075.8)
ББК 33.361-1я73
О-60
Оператор по исследованию скважин : учебное пособие / ав- тор-сост. С.Ф. Санду ; Томский политехнический университет. –
Томск : Изд-во Томского политехнического университета, 2015. –
120 с.
В пособии изложены основы разработки нефтяных и газовых место- рождений, описаны способы и технологии эксплуатации скважин, систем под- держания пластового давления, систем добычи, сбора и подготовки нефти и газа.
Детально рассмотрены технологии применения методов исследования скважин и пластов. Дана квалификационная характеристика оператора по ис- следованию скважин. В заключении изложены принципы проектирования обустройства месторождений нефти и газа и описаны мероприятия по охране недр и окружающей среды.
Предназначено для студентов, обучающихся по направлению 131000
«Нефтегазовое дело».
УДК 622.276.05(075.8)
ББК 33.361-1я73
Рецензенты
Доктор технических наук ведущий научный сотрудник
НИИ прикладной математики и механики ТГУ
П.Н. Зятиков
Кандидат технических наук и.о. главного инженера проектов отдела ГИПов
ОАО «ТомскНИПИнефть»
Е.Н. Иванов
© ФГАОУ ВО НИ ТПУ, 2015
© Санду С.Ф., 2015
© Оформление. Издательство Томского политехнического университета, 2015
О-60

3
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ
ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ............................................................................... 5 1.1. Залежи углеводородов ......................................................................... 5 1.2. Типы и физические свойства коллекторов ........................................ 8 1.3. Упругие свойства горных пород ....................................................... 15 1.4. Основные свойства пластовых жидкостей и газов ......................... 16 2. ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ............................................................................. 22 2.1. Объект и система разработки ............................................................ 22 2.2. Технология и показатели разработки ............................................... 27 2.3. Основные периоды разработки нефтяных и газовых месторождений ................................................................................... 33 3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА ........... 38 3.1. Фонтанная эксплуатация скважин .................................................... 38 3.2. Газлифтная эксплуатация скважин ................................................... 41 3.3. Области применения глубинно-насосных установок ..................... 47 3.4. Эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов ......................................................... 48 3.5. Эксплуатация скважин с помощью скважинных штанговых насосных установок ....................................................... 53 3.6. Эксплуатация скважин с помощью установок струйных насосов ............................................................................... 57 3.7. Эксплуатация скважин с помощью установок электровинтовых насосов .................................................................. 60 3.8. Эксплуатация газовых скважин ........................................................ 64 3.9. Эксплуатация систем поддержания пластового давления ............. 69 4. ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ ................................. 76 4.1. Основные методы исследования скважин и пластов ..................... 76 4.2. Определение статического и динамического уровня жидкости в добывающей скважине .................................................. 79 4.3. Замер пластового и забойного давления глубинным манометром ..................................................................... 80 4.4. Приборы и оборудование для исследования скважин ................... 82 4.5. Гидродинамические методы исследования ..................................... 86 4.6. Газодинамические методы исследования скважин ........................ 92

4 4.7. Отбор глубинных проб ...................................................................... 93 4.8. Динамометрирование СШНУ ........................................................... 95 4.9. Квалификационная характеристика оператора по исследованию скважин ............................................................... 101 4.10. Меры безопасности при исследовании скважин ........................ 104 5. ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ........................................ 106 5.1. Понятие инфраструктуры ................................................................ 106 5.2. Проектирование обустройства месторождений ............................ 107 5.3. Технология и организация обустройства месторождения ........... 108 6. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ............................... 111 6.1. Экологическая характеристика нефтегазодобывающего производства ..................................................................................... 111 6.2. Загрязнение недр и окружающей среды при строительстве скважин .............................................................................................. 113 6.3. Загрязнение окружающей среды при нефтегазовом строительстве .................................................... 113 6.4. Загрязнение недр и окружающей среды при разработке и эксплуатации месторождений ...................................................... 114 6.5. Охрана водной среды ....................................................................... 115 6.6. Охрана земельных ресурсов ............................................................ 116 6.7. Контроль за загрязнением окружающей среды в зоне деятельности нефтегазодобывающих предприятий ..................... 117
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ....................................................................... 118

5 1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ТЕРМИНЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ
ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1.1. Залежи углеводородов
Нефтяные и нефтегазовые месторождения – это скопления угле- водородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким лока- лизованным геологическим структурам, т. е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Приуроченность ме- сторождений к определенному географическому пункту в мировой практике часто отражается в их названии, хотя встречаются и имена собственные, такие как Белый тигр (Вьетнам), Альберта (Канада), Со- ветское (Россия, Томская обл.).
Залежью углеводородов называют естественное локальное (еди- ничное) скопление нефти, газа и воды в одном или нескольких сооб- щающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в пористых или трещиноватых горных породах, заключенных в толще непроницаемых отложений и способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть или газ.
Все залежи углеводородов по происхождению делятся на три ос- новных типа: структурные, стратиграфические и литологические [1].
Структурные залежи приурочены к ловушкам нефти и газа, образовав- шимся в результате изгиба слоев осадочных отложений (складка) или разрыва их сплошности (выклинивание коллектора). Подавляющее большинство залежей нефти и газа в природе связано с ловушками структурного типа. Стратиграфические залежи связаны с ловушками нефти и газа, образовавшимися в результате эрозии (размыва) коллек- тора во время перерыва в накоплении осадков и перекрытия их затем непроницаемыми породами. Литологические залежи обусловлены ло- вушками нефти и газа, образованными в результате замещения слоев пористых горных пород непроницаемыми породами.
Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно нахо- дятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное рас- пространение под землей, часто – различные геолого-физические свой- ства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отли- чающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.

6
Места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной. Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории
По сложности строения месторождения (залежи) бывают:
• простого строения, приуроченные к тектонически ненарушен- ным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
• сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;
• очень сложного строения, характеризующиеся как наличием ли- тологических замещений или тектонических нарушений, делящих за- лежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллек- торских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков.
К категориям сложного и очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в под- газовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.
Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойст- вами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания oбycловливают выбор систе- мы разработки и способов добычи нефти.
Запасы нефти и содержащихся в ней сопутствующих компонентов принято разделять на группы по определенным признакам [2]. К геоло- гическим запасам относится общее количество углеводородов в зале- жи, прогнозируемое по имеющимся данным комплекса геологической разведки, геофизических исследований, изучения керна и общей оценки объема и неоднородности залежи. Балансовые запасы удовлетворяют промышленным и горнотехническим условиям эксплуатации. В них вы- деляются и учитываются извлекаемые запасы. Запасы нефти и газа то- го или иного месторождения по степени их изученности и подготовлен- ности к извлечению подразделяются на категории [2].
А1 – запасы этой категории наиболее детально разведаны; оценены на площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленные при- токи нефти и газа. Детально изучены также фильтрационно-емкостные

7 свойства пород-коллекторов и физические свойства пластовых флюидов.
В1 – запасы, которые еще требуют детализации. Геолого-физические свойства пластов и жидкостей изучены на площади приближенно.
С1 и С2 – выявлены приблизительно по данным геолого-поискового бурения или наземной геофизической съемки. При получении притока нефти хотя бы в одной скважине запасам присваивается категория С1.
По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются:
• на уникальные, содержащие более 300 млн т нефти или более
500 млрд м
3
газа;
• крупные, содержащие от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до
500 млрд м
3
газа;
• средние, содержащие от 10 до 30 млн т нефти или от 10 до
30 млрд м
3
газа;
• мелкие, содержащие менее 10 млн т нефти или менее 10 млрд м
3
газа.
К месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами относятся за- лежи нефти:
• в малотолщинных пластах (менее 4 м);
• малопроницаемых пластах (менее 0,05 мкм
2
);
• высоковязкой нефти (более 25 мПа·с);
• подгазовых и водоподстилаемых пластах.
Месторождения природных газов в зависимости от состава и свойств насыщающих их флюидов подразделяются [3]:
• на газовые (насыщены легкими углеводородами парафинового ряда с содержанием метана до 98 %, не конденсирующимися при сни- жении пластового давления);
• газоконденсатные (насыщены углеводородами парафинового ря- да, в составе которых имеется достаточно большое количество углево- дородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся при изменении пла- стового давления);
• газонефтяные (имеют газовую шапку и нефтяную оторочку);
• газогидратные (содержат в продуктивных пластах газ в твердом гидратном состоянии).

8 1.2. Типы и физические свойства коллекторов
Процессы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых место- рождений тесно связаны с закономерностями фильтрации углеводоро- дов и воды в горных породах, слагающих продуктивные пласты. Поэто- му свойства горных пород и пластовых жидкостей предопределяют ра- циональную технологию разработки залежей нефти и газа и экономиче- ские показатели их извлечения из недр [1].
Коллекторами нефти и газа называются такие горные породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разра- ботке. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений при- урочена к коллекторам трех типов: гранулярным, трещиноватым и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложен- ные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых со- стоит из межзерновых полостей. В чисто трещиноватых коллекторах по- ровое пространство слагается системой трещин. При этом участки кол- лектора, залегающие между трещинами, представляют собой плотные, малопроницаемые блоки пород, поровое пространство которых практи- чески не участвует в процессах фильтрации. На практике чаще встреча- ются коллекторы смешанного типа. При изучении процессов фильтрации жидкостей и газов в таких коллекторах принято их поровое пространство рассматривать как непрерывную сплошную среду, состоящую из двух сред – трещиноватой и межзерновой, вложенных одна в другую.
Породы-коллекторы характеризуются такими физическими, фильт- рационными и коллекторскими свойствами, как гранулометрический
(механический) состав, пористость, проницаемость, нефте-, газо- водонасыщенность, механические свойства (упругость, сжимаемость, пьезопроводность и др.) [4].
Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности. От степени дисперсности минералов зависят многие свойст- ва пористой среды (проницаемость, пористость, капиллярные свойства и др.). Кроме того, в связи с тем, что размеры частиц песков обусловли- вают их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометриче- ского состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверх- ность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти. Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валу- нов. Однако размеры их для большинства нефтесодержащих пород ко- леблются в пределах 0,01–1,00 мм. Наряду с обычными зернистыми ми-

9 нералами в породе также содержатся глинистые и коллоидно- дисперсные частицы с размерами меньше 0,001 мм. В составе нефтесо- держащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение.
Основные коллекторские свойства горных пород, определяющие их способность вмещать и пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления, называются фильтрационно-емкостными свойства- ми (ФЕС)
Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пус- тот (пор), способных вмещать воду, нефть и газ, находящиеся в недрах
Земли. Различают общую (абсолютную), открытую, статически по- лезную и динамическую пористость.
Общая пористость характеризуется разностью между объемом образца и объемом составляющих его зерен. Коэффициентом абсолют- ной (общей) пористости называется отношение суммарного объема пор в образце (в том числе и изолированных) к видимому его объему. Изме- ряется в долях или процентах объема породы соответственно: пор пор обр обр
;
100 %.
V
V
m m
V
V
=
=
⋅
(1.1)
Открытая пористость (пористость насыщения) характеризуется объемом тех пустот, в которые может проникать жидкость (газ) при пе- репадах давлений, наблюдающихся в естественных пластовых услови- ях. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объе- ма открытых (сообщающихся) пор к объему образца. Измеряется в до- лях или процентах объема породы: оп о
обр
V
m
V
=
(1.2)
Статически полезная пористость учитывает лишь объем откры- тых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания свя- занной воды V
св в порах. Коэффициент полезной пористости (статиче- ская полезная емкость коллектора): оп св ст обр
V
V
m
V
−
=
(1.3)
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
• субкапиллярные – размер пор < 0,0002 мм, практически непро- ницаемые: глины, глинистые сланцы;
• капиллярные – размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;

10
• сверхкапиллярные – размер пор > 0,5 мм.
По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение неф- ти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значитель- ном участии капиллярных сил.
В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекуляр- ными силами (силами притяжения стенок каналов), поэтому практиче- ски никакого движения не происходит.
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярны- ми каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).
При существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении. Та или иная часть жидкости (молекулярно и капиллярно удерживаемая) не движется в порах (рис. 1.1).
Рис. 1.1. Иллюстративная модель порового пространства коллектора:
1 – изолированные поры; 2 – тупиковые поры; 3 – открытые поры
Под коэффициентом динамической пористости понимается отноше- ние объема движущейся жидкости в пустотах образца породы к объему образца: д
д обр
V
m
V
=
(1.4)
Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение m > m o
> m ст
> m д