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.
Рассмотрим каждый из этих этапов более подробно на лекциях 9, 10 и 11.
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 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:
1) чисто газовые;
2) газоконденсатные;
3) газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);
4) 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 газовые, газоконденсатные или газонефтяные пользуются характеристиками фазовых превращений, протекающих по-разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи (об этом см. в последующих разделах).
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.
Расположение газогидратных залежей в земной коре определяется термодинамической характеристикой разреза, составом газа и минерализацией пластовых вод.
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.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему