7. Добыча нефти и газа

7.1. Краткая история развития нефтегазодобычи

Современным методам добычи нефти предшествовали при­ митивные способы:

•сбор нефти с поверхности водоемов;

•обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;

•извлечение нефти из ям и колодцев.

Сбор нефти с поверхности открытых водоем ов —по-видимому, один из старейших способов ее добычи. Он применялся в М идии, АссироВавилонии и Сирии до и. э., в Сицилии в I веке и. э. Этим методом нефть добывали в Колумбии и Венесуэле. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745 г. организовал Ф . С. Прядунов. В 1858 г. на о. Челекен и в 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда об­ наруживали нефть на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а затем отжимали его в сосуд.

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью , с це­ лью ее извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф . Ариосто в XV в.: недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измель­ чались и подогревались в котлах; затем их помещали в мешки и отж и­ мали с помощью пресса. В 1819 г. во Франции нефтесодержащ ие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом. Добы тую породу помещали в чан, заполненный горячей водой. При перемеш ива­ нии на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком.

В1833...1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен.

ВКиссии—древней области между Ассирией и М идией —в V в. до н. э. нефть добывали с помощью кожаных ведер—бурдюков.

На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к нача­ лу X V II в. Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5...2 м, куда проса­ чивалась нефть вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками. Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали

иотстоявшуюся воду сливали. К 1840 г. глубина ям-копанок достигла 6 м,

апозднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.

На Керченском и Таманском полуостровах добыча нефти с древних времен производилась с помощью шеста, к которому привязывали вой­ лок или пучок, сделанный из волос конского хвоста. Их спускали в коло­ дец, а затем выжимали нефть в подготовленную посуду.

Н а Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев извест­ на с VIII в. н. э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного (перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м —не менее семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье та­ кого колодца, составляло около 3100 м3. Далее стенки колодцев от самого дна до поверхности крепили деревянным срубом или досками. В нижних венцах делали отверстия для притока нефти. Ее черпали из колодцев бур­ дюками, которые поднимались ручным воротом или с помощью лошади.

Всвоем отчете о поездке на Апшеронский полуостров в 1735 г. доктор

И. Лерхе писал: «...в Балаханы было 52 нефтяных кладезя глубиной в 20 саженей, из коих некоторые сильно бьют, и ежегодно доставляют 500 бат­ манов нефти...» (1 сажень = 2,1 м, 1 батман = 8,5 кг). Поданным академика С. Г. Амелина (1771 г.) глубина нефтяных колодцев в Балаханах достига­ ла 40...50 м, а диаметр или сторона квадрата сечения колодца 0,7... 1 м.

В1803 г. бакинский купец Касымбек соорудил два нефтяных колод­ ца в море на расстоянии 18 и 30 м от берега Биби-Эйбата. Колодцы были защищены от воды коробом из плотно сколоченных досок. Нефть добы­ валась из них много лет. В 1825 г. во время шторма колодцы были разби­ ты и затоплены водами Каспия.

Кмоменту подписания Гюлистанского мирного договора между Россией и Персией (декабрь 1813 г.), когда Бакинское и Дербентское хан­ ства влились в состав нашей страны, на Апшеронском полуострове на­ считывалось 116 колодцев с черной нефтью и один с «белой», ежегодно дававших около 2400 т этого ценного продукта. В 1825 г. в районе Баку из колодцев было добыто уже 4126 т нефти.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протя­

жении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н. И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земля­ ных работ, он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного

ствола, а в 1836...1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но одним из главных дел его ж из­ ни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г.

Длительное время к добыче нефти посредством бурения скважин в нашей стране относились с предубеждением. Считалось, что раз сечение скважины меньше, чем у нефтяного колодца, то и приток неф ти к сква­ жинам существенно меньше. При этом не учитывалось, что глубина сква­ жин значительно больше, а трудоемкость их сооружения меньше.

Свою отрицательную роль сыграло высказывание посетивш его Баку в 1864 г. академика Г. В. Абиха о том, что бурение нефтяных скважин здесь не оправдывает ожиданий, и что «...как теория, так и опыт одинаково под­ тверждают мнение о необходимости увеличения числа колодцев...».

Аналогичное мнение в отношении бурения существовало некоторое время и в США. Так, в местности, где Э.Дрейк пробурил свою первую нефтяную скважину, полагали, что «нефть является жидкостью, вытека­ ющей каплями из угля, залегающего в ближних холмах, что для ее добы ­ чи бесполезно бурить землю и что единственный способ ее собрать—это отрыть траншеи, где она бы скапливалась».

Тем не менее, практические результаты бурения скважин постепен­ но изменили это мнение. Кроме того, и статистические данные о влия­ нии глубины колодцев на добычу нефти свидетельствовали о необходи ­ мости развития бурения: в 1872 г. среднесуточная добыча нефти из одно­ го колодца глубиной 10...11 м составляла 816 кг, 14...16 м —3081 кг, а свы­ ше 20 м —уже 11200 кг.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились пере­ вести их в режим фонтанирования, т. к. это был наиболее легкий путь до ­ бычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В 1878 г. большой нефтяной фонтан дала скважина, про­ буренная на участке 3. А. Тагиева в Биби-Эйбате. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.

Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому исто­ щению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (боль­ шая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия доста­ точного количества хранилищ значительные потери нефти имели мес­ то уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано—всего 608 тыс. т. На площадях вокруг ф он­ танов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испа­ рения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Добыча нефти из скважин, давление в которых было недостаточным для фонтанирования, производилась с помощью цилиндрических ведер

длиной до 6 м. В их дне был устроен клапан, открывающийся при движе­ нии ведра вниз и закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при движении ведра вверх. Способ добычи нефти посредством желонок на­ зывался тартанием.

Первые опыты по применению глубинных насосов для добычи неф­ ти были выполнены в СШ А в 1865 г. В России этот способ начали приме­ нять с 1876 г. Однако насосы быстро засорялись песком и нефтепромыш­ ленники продолжали отдавать предпочтение желонке. Из всех известных способов добычи нефти главным оставался тартальный: в 1913 г. с его по­ мощью добывали 95 % всей нефти.

Тем не менее, инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах XIX в. В. Г. Ш ухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. Другой способ добычи неф­ ти —газлифт—предложил М. М. Тихвинский в 1914 г.

Выходы природного газа из естественных источников использова­ лись человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение при­ родный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ

сглубины 207 м.

7.2.Физика продуктивного пласта

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, коллектор­ ских и механических свойствах, насыщеннос­ ти нефтью, газом и водой.

Гранулометрический состав горной породы характеризует количествен­ ное содержание в ней частиц различной крупности. Характерный график суммарной концентрации частиц в зависимости от их диаметра приве­ ден на рис. 7.1. От гранулометрического состава зависят коллекторские

ет 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.

П од проницаемостью горных пород понимают их способность про­ пускать через себя жидкости или газы. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в форму­ лу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность «метр в квадрате». Ф изический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. А из закона филь­ трации 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 дав­ ления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м3/с .

На самом деле коэффициент проницаемости горных пород значи­ тельно меньше: для большинства нефтяных месторождений он колеблет­ ся в пределах 0,1...2 мкм2, т.е. 10_,3...2-10"12 м2, газ добывают из продуктив­ ных пластов с проницаемостью до 5-10"15 м2.

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой сре­ де одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкос­ ти или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонен­ тов в смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержа­ щих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и от­ носительной проницаемости.

Абсолютной называется проницаемость пористой среды, наблюдаю­ щаяся при фильтрации только одной какой-либо фазы (воды, нефти или газа), которой заполнена пористая среда. Под эффективной (фазовой) про­ ницаемостью понимают проницаемость пористой среды для жидкости или газа при одновременной фильтрации многофазных систем. Фазовая про­ ницаемость зависит от свойств пористой среды и каждой фазы в отдель­ ности, от соотношения фаз в смеси и существующих градиентов давления. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

На рис. 7.2. приведены экспериментальные зависимости относитель­ ной проницаемости песка для воды (k„) и нефти (kH) от водонасыщенности порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при дости­ жении водонасыщенности около 85% фильтрация нефти прекращает­

ся 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 ум еньш е­ нию площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что об­ воднение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.

Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь по­ верхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величин ны удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти.

Удельная поверхность нефтесодержащих пород нефтяных месторож ­ дений, имеющих промышленное значение, составляет гигантские величи­ ны: от 40000 до 230000 м2/м 3. Это связано с тем, что отдельные зерна по­ роды имеют небольшой размер и достаточно плотно упакованы. Породы с удельной поверхностью более 230 000 м2/м 3 (глины, глинистые пески, глинистые сланцы и т. п.) являются слабопроницаемыми.

Упругость пласта—это его способность изменять свой объем при из­ менении давления. До начала разработки продуктивный пласт находится под давлением, создаваемым весом вышележащих пород (горное давле­ ние), и противодействующим ему давлением пластовых флюидов (нефти, воды, газа), насыщающих пласт. При отборе нефти и газа пластовое дав-

Рис. 7.2. Зависимость относительной проницаемости песка от водонасыщенности для воды (кш) и нефти ( к н )

ление снижается и под действием горного давления объем пласта и пор в нем уменьшается. Это приводит к дополнительному выталкиванию нефти и газа из пор.

Н ефтенасы щ енность (газоили водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Количественно ее оценивают ве­ личиной коэффициента нефтенасыщенности (газоили водонасыщенности), который находится как доля объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, называемым плас­ товым. Давление, существовавшее в

пласте до начала разработки, называют начальным пластовым. Его вели­ чину ориентировочно принимают равной гидростатическому давлению— давлению, создаваемому столбом воды высотой, равной глубине залега­ ния продуктивного пласта. На самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих горных пород, действия тектоничес­ ких сил пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Однако встречаются и обратные ситуации. Пласты, в которых давление превышает гидростатическое, называют пла­ стами 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 раз­ лична: она возрастает на 1 градус при погружении на глубину 13,3 м —

вГрозненском районе и на 50...60 м —в Башкирии.

Взависимости 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 плас­ товая температура относительно мала. Такие месторождения называют­ ся 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 углеводо­ родов не значит, что она обязательно будет находиться в двухфазном со­

стоянии. Дело в том, что при высоком давлении в пласте (вблизи кри­ тической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы прибли­ жается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих услови­ ях в сжатом газе растворяются значительные количества углеводород­ ной 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 образует­ ся в пласте по мере разработки залежей: при неизбежном снижении дав­ ления в пласте из нефти выделяется растворенный газ, а из сжатого газа выпадает конденсат.

Нижние части продуктивных пластов подпираются пластовыми во­ дами, называемыми подошвенными, объем которых, как правило, в де­ сятки 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 суб­ капиллярных трещин удерживается за счет адсорбционных сил и в неф ­ тегазоконденсатной части пласта. Она осталась там со времени форми­ рования залежей, и поэтому ее называют -«связанной» или «остаточ­ ной». Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях состав­ ляет 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 плас­ та. Вместе с тем связанная вода неподвижна даже при значительных гра­ диентах давлений, и поэтому ее присутствие не приводит к обводнению продукции скважин.

Высокие давление и температура в пласте сказываются на свойствах находящихся в нем неф ­ ти (конденсата), газа и воды.

Прежде всего, в зависимости от термодинамических условий в замкну­ том 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, раство­ ренного в нефти, характеризуется величиной газового фактора, под ко­ торым понимается объем газа, выделяющегося из пластовой нефти при

снижении давления до атмосферного, отнесенный к 1 м3 или 1 т дегазиро­ ванной 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 усло­ виях растворимость углеводородных газов в нефти в несколько раз боль­ ше, чем в воде (рис. 7.3).

Давление, ниже которого начинается выделение растворенного в нефти газа, называется давлением насыщения. Его определяют по мо­ менту появления первых газовых пузырьков в однородной до этого жид­ кой фазе. Характер зависимости давления насыщения пластовой нефти от температуры показан на рис. 7.4.

Основными параметрами нефти, конденсата, газа и воды в пластовых условиях являются вязкость, плотность и параметры, которые влияют на изменение объема ф аз—сжимаемость, объемный коэффициент.

Вязкость — это свойство жидкости или газа оказывать сопротивле­ ние перемещению одних ее (его) частиц относительно других.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическую вязкость определяют на основе обработки кривых те­ чения сред (см. п. 12.2). Кинематическая вязкость — отношение дина­ мической вязкости жидкости (газа) к ее (его) плотности. Условная вяз­ к ость -отн ош ен и е времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллиро­ ванной воды при 20 вС.

Вязкость пластовой нефти существенно отличается от вязкости по­ верхностной (дегазированной) нефти, поскольку она содержит раство­ ренный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. Типичный характер зависимости вязкости пластовой нефти от давления в пласте показан на рис. 7.5. С увеличением давления сверх атмосферно­ го вязкость пластовой нефти сначала уменьшается по экспоненциально­ му закону, а затем увеличивается в соответствии с уравнением прямой. Такое изменение вязкости обусловлено следующим. На первом участке с увеличением пластового давления увеличивается количество раство­ ренного в нефти газа, что и приводит к уменьшению вязкости нефти, не­ смотря на некоторое ее сжатие. Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщ ения—максимально возможному давлению, при котором для сме­ си заданного состава возможно установление полного фазового равнове­ сия в условиях пласта. Последующий рост вязкости при дальнейшем уве­ личении давления обусловлен тем, что количество растворенного в неф­ ти газа больше не увеличивается, а она продолжает сжиматься.

Характер изменения вязкости пластовой воды аналогичен.