Нефть и газ. Их происхождение. Бурение и добыча нефти и газа

глубину залегания всех пройденных скважиной стратиграфических горизонтов, на их водо-, газо- и

нефтеносность. Образцы пород  – керны – отбираются в процессе бурения на различных глубинах

из пройденных скважиной  отложений и их данные тщательно  фиксируются. Керны исследуются  на

содержание в них различных  флюидов, пористости, проницаемости  и других необходимых

характеристик. Пробы жидкостей  и газов, отобранные из различных стратиграфических

горизонтов, анализируются, а их физические и химические свойства записываются в журнал.

Полученная таким путем  в процессе бурения информация используется как руководство при

эксплуатации скважины и  помогает определить положение будущих  скважин.

7. ДОБЫЧА НЕФТИ И РЕЖИМ  ЭКСПЛУАТАЦИИ ЗАЛЕЖИ

В природных условиях до того, как скважина вскроет залежь углеводородов, газ располагается  в

верхней части залежи, ниже лежит нефть, а она в свою очередь  подстилается водой. Газ состоит

главным образом из метана с примесями этана, пропана и  бутана. Эти газы хорошо растворяются в

нефти; часто газовая шапка  в залежи отсутствует и весь газ растворен в нефти.

Рис. 6. СХЕМА УСТАНОВКИ  ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ на

головке скважины; нефть  поступает через отверстия перфорации и

поднимается вверх под  воздействием пластового давления.

1 – пакер (сальник); 2 – фонтанная арматура; 3 – трубопровод для оттока

нефти в хранилище; 4 –  поверхностная обсадная колонна (кондуктор);

5 – цемент; 6 – промежуточная  (техническая) обсадная колонна;

7 – эксплуатационная  обсадная колонна; 8 – насосно-компрессорная

колонна; 9 – извлекаемый  флюид.

Флюиды в залежи обычно находятся под давлением, примерно соответствующим

гидростатическому, т.е. равным давлению столба воды высотой от поверхности земли до кровли

залежи (10 кПа/м). Таким образом, первоначальное давление в залежи нефти  на глубине, например,

1500 м может составлять 15 000 кПа. Когда скважина заканчивается  бурением и буровой раствор

откачивается из насосно-компрессорной  колонны, нефть этим пластовым давлением  выдавливается

в ствол скважины. По мере того как она поднимается к  поверхности, давление падает. При снижении давления до определенного уровня растворенный ранее в нефти газ выделяется, образуя

газовые пузыри. (Этот процесс аналогичен тому, как выделяется газ из шампанского, когда

открывается пробка.) Вспененная в трубе газо-нефтяная смесь легко выносится на поверхность.

После краткого начального периода течение нефти к стволу скважины замедляется, и появляется

необходимость устанавливать  на забое насос. Наконец, когда бльшая часть газа выделилась из

нефти по всей залежи, давление падает до такой степени, что исчезают силы, вынуждающие нефть

двигаться к скважине. При  этом в пласте может оставаться от 60 до 75 % первоначальных запасов.

Описанный процесс разработки называется технологией вытеснения растворенным газом.

Во многих залежах, как  отмечалось выше, над нефтью имеется  свободный газ. Этот газ, или газовая

шапка, является важным источником энергии. По мере того как давление в залежи падает, газ

заполняет пространство, освободившееся после извлечения нефти (такое режим  называется

газонапорным или режимом  расширения газовой шапки).

Когда давление в залежи становится очень низким, часто возможно восстановить добычу путем

закачки в пласт воды; этот процесс известен как заводнение. Вода закачивается в скважины,

расположенные недалеко от продуктивных скважин, и проталкивает нефть к последним.

Большие объемы воды располагаются  иногда и в продуктивном пласте под  залежью или по ее

краям (подошвенные и краевые  воды соответственно). В таком случае эти воды будут двигаться в

направлении продуктивной скважины, где давление понижено, обеспечивая тем самым

естественное вытеснение нефти водой (водонапорный режим).

Другой важный режим добычи нефти известен как гравитационный. Такой режим чаще всего

возникает в круто падающих пластах с очень высокой проницаемостью при низкой вязкости нефти.

Таким образом, возможны четыре режима нефтеотдачи залежи. Режим растворенного газа очень

неэффективен, так как в этом случае извлекается лишь около трети первоначальных запасов.

Режимы вытеснения водой (водонапорный), расширения газовой шапки и гравитационного

дренирования могут обеспечить добычу в две трети и более  от первичных запасов.

В последнее время появились  многочисленные вторичные и третичные  методы разработки

истощенных месторождений. Кроме описанного выше заводнения, проводится закачка в пласт

горячего пара и специальных  реагентов для снижения вязкости нефти, термическая обработка и

многие другие методы.

РАЗВЕДКА МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ  нефти и газа в Венесуэле. ПЛАТФОРМА  ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ в открытом море.

8. ТРУБОПРОВОДЫ

Транспортировка сырой нефти, продуктов ее переработки и природного газа обычно

осуществляется по трубопроводам. Большинство нефте- и газопроводов строится в тесной связи с

разработкой месторождений, переработкой сырья и потреблением углеводородов. Обеспечивая

низкую стоимость транспортировки, они становятся важным фактором экономики. Трубопроводы

особенно эффективны в случае природного газа, который добывается в больших объемах как

вместе с нефтью, так  и отдельно из газовых месторождений. Значительные объемы

транспортируются специальными танкерами в виде сжиженного газа.

Транспортировка сырой нефти  осуществляется по сети трубопроводов, которые поставляют нефть

от скважин к хранилищам на промысле или к магистральным  терминалам. По магистральным

трубопроводам нефть перекачивают к нефтеперерабатывающим заводам  или терминалам танкеров.

Переработка нефти осуществляется либо в районах ее добычи, либо на значительных расстояниях

от нее вблизи главных  потребителей и рынков сбыта.

Линии газопроводов подразделяются на газосборные, магистральные и распределительные.

Транспортирующие, или магистральные, трубопроводы поставляют газ местным  службам, которые

распределяют его для  промышленного и коммунального  использования, а также для других нужд.

Нефтесборные трубопроводы имеют обычно диаметр 5 – 20 см; диаметр  протяженных

магистральных нефтепроводов  иногда достигает 120 см. Самый длинный  трубопровод этого типа в

США имеет длину 4650 км и  диаметр 110 см; он проложен от Хьюстона (шт. Техас) до Нью-Йорка.

Имеется тенденция строительства  крупных трубопроводов для сырой  нефти и продуктов ее

переработки. Параллельные и обводные трубопроводы увеличивают  пропускную способность

построенных ранее и имеющих  меньший диаметр трубопроводов. Газопроводы, как правило, более

крупные по сравнению с нефтепроводами. Система магистральных трубопроводов Ямбург –

Западная граница СНГ  имеет общую протяженность 28,7 тыс. км с диаметром труб 142 см.

Некоторые сборные трубопроводы проложены на поверхности земли, но бльшая их часть, как и

всех магистральных линий, являются подземными.

Использование цельнотянутых  бесшовных, тонкостенных и упроченных труб, введение

компьютерного контроля, дистанционное  обслуживание с помощью мониторов, улучшение

технологии сварки – главные  составляющие прогресса в строительстве  и эксплуатации

трубопроводов. Трубопроводы приходится строить через неровности рельефа, леса, болота, в

экстремальных климатических  условиях. Нефть и продукты ее переработки перекачиваются

насосными станциями, расстояние между которыми определяется рельефом, скоростью

транспортировки и другими  факторами. Различные виды сырой  нефти или, в случае

продуктопроводов, продукты ее переработки, обычно транспортируются с минимальным смешением. Компрессорные  станции поддерживают давление, необходимое  для постоянного

движения природного газа. Диаметр трубопровода, число и  мощность насосных и компрессорных

станций определяют производительность трубопровода.

Выводы

Сырая нефть является легко  воспламеняющейся жидкостью, находящейся  в глубоких

осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и

сырья для химического  производства. Фактически, по химическому  строению нефть – это

сложная смесь углеводородов  с различным числом атомов углерода в молекулах; в их составе

могут присутствовать сера, азот, кислород и незначительные количества некоторых металлов.

Нефть и другие углеводороды чрезвычайно разнообразны.

Систематическая добыча нефти  в мире началась в XX веке. Крупнейшими  производителями

нефти являются Иран, Ирак, Венесуела, Мексика, Россия, США, Саудовская Аравия и ОАЭ.

Оценка мировых доказанных извлекаемых запасов жидких углеводородов  составила в 1990 г.

125 млрд. т. Около 63 % этих  запасов сосредоточено на Среднем  и Ближнем Востоке. Саудовская

Аравия, Кувейт, Ирак, Объединенные Арабские Эмираты и Иран являются странами, где находятся

крупнейшие доказанные извлекаемые  запасы нефти.

Отношение безуспешных поисково-разведочных  скважин к тем, которые дали хоть какие-

нибудь притоки нефти или газа, составляет в среднем ок. 9 к 1. Кроме того, по оценкам, только

одна из семидесяти скважин, пробуренных для поисков новых  месторождений нефти и газа,

приводит к коммерчески  выгодному открытию. Из-за этого  только крупные нефтяные компании

содержат геологические  службы, а многие мелкие компании нанимают геологов-нефтяников как

консультантов.

Как свидетельствуют многочисленные исследования, нефть может быть синтезирована  в

лабораториях как из неорганических, так и из органических веществ, но залегание нефти и газа

почти исключительно в  осадочных породах, которые одновременно содержат остатки древних

растений и животных, является важным доказательством того, что  исходный материал был

органическим по своей природе.

Необходимыми условиями  для формирования месторождений  нефти и газа в залегающих в

глубинах земли отложениях, из которых экономически выгодно извлекать углеводороды есть

наличие соответствующих  пород-коллекторов и относительно непроницаемых покрышек и

ловушек, которые предотвращают  утечку углеводородов к земной поверхности

После обнаружения геолог-нефтяником района, благоприятного для скопления нефти или

газа, на этом месте начинается бурение нефтяных скважин. Бурение  должно обеспечивать

разрушение горных пород  тех отложений, через которые  проходит скважина, и вынос

раздробленных частиц породы на поверхность; при этом необходимо контролировать высокий

напор флюидов (воды, нефти  и газа), которые могут неожиданно встретиться в проходимых

скважиной пластах, а также обеспечивать поддержку стенок скважины, чтобы они не обваливались

и не образовывали каверн. Оборудование должно обеспечивать бурение скважин  требуемого

диаметра на любой необходимой  глубине.

Когда скважина заканчивается  бурением и буровой раствор откачивается из насосно-

компрессорной колонны, нефть  этим пластовым давлением выдавливается  в ствол скважины. По

мере того как она поднимается  к поверхности, давление падает. При  снижении давления до

определенного уровня растворенный ранее в нефти газ выделяется, образуя газовые пузыри.

ЛИТЕРАТУРА

1. Нефти и газы месторождений  зарубежных стран. М., 1977

2. Хант Д. Геохимия и  геология нефти и газа. М., 1982.

3. Геодекян А.А., Забанбарк А. Геология и размещение нефтегазовых ресурсов в