Типы коллекторов нефти и газа

Терригенные породы

Большая часть коллекторов терригенной природы – порового типа, который характеризуется межзерновыми пустотами, которые еще называют гранулярными. Помимо поровых. встречаются и так называемые смешанные терригенные  коллекторы: трещинно-поровые или кавернозно-поровые (образующиеся в случае выщелачивания части зёрен).

Свойства коллекторов терригенного вида зависят от:

№	Полезная информация
1	их гранулометрического состава
2	характера и формы поверхности, которые определяют породу зёрен
3	степени окатанности и отсортированности зерен
4	упаковки обломочных зёрен
5	типа, состава и количества связующего зерна цемента

Перечисленные параметры характеризуют геометрию расположения пор,  величину эффективной проницаемости и пористости, а также принадлежность горной породы к тому или иному классу.  Фильтрационная способность терригенных пород  зависит также от минерального состава, количества и характера распределения снижающей проницаемость породы глинистой примеси.

Классификаций коллекторов терригенной природы существует множество, но самая популярная основана на следующих критериях:

• гранулометрический состав;
• эффективная пористость;
• эффективная проницаемость.

С учетом перечисленных параметров выделяют  шесть классов таких коллекторов:

• проницаемость более 1 тысячи миллидарси (мД);
• проницаемость от 500 до 1 тысячи мД;
• от 10-ти до 100 мД;
• от 1-го до 10-ти мД;
• меньше 1-го мД.

Один миллидарси примерно равен  1·10-3 микрометра в квадрате.

Каждый тип песчано-алевритовой породы внутри одного класса характеризуется своим значением  эффективной пористости. Породы, которые относятся к классу с показателем  проницаемости меньше 1-го мД, как правило, содержат от 90 процентов остаточной воды, поэтому относятся к непромышленным коллекторам. Самые лучшие фильтрационные свойства показывают кварцевые пески, поскольку сорбционная способность кварца очень низкая. Полимиктовые песчаники, вследствие  своего таблитчатого облика, наличия трещин спайности и повышенной сорбционной емкости слагающих их минералов, обладают  значительно более низкой способностью фильтрации флюидов.

Серьезные перспективы

Трещиноватые пласты-коллекторы известны почти так же давно, как существует сама нефтяная отрасль. Понятие «трещинная пористость» было введено геологом Е. Б. Эндрюсом всего лишь через два года после того, как Эдвин Дрейк пробурил первую в США нефтяную скважину. В 1861 году он писал о связи трещин и аккумуляции углеводородов в пласте, а также показал, что существует прямая зависимость между величиной добычи нефти и количеством трещин. Однако вновь интерес к такого рода коллекторам вернулся лишь в начале 1950-х годов в связи с открытием залежей Спраберри в Западном Техасе и гигантских месторождений на Ближнем Востоке.

В настоящее время 60% запасов нефти в мире сосредоточено в карбонатных залежах. К этому же типу относится и большинство новых открытий. Больше всего нефти из таких месторождений добывают в регионе Персидского залива.

Что касается «Газпром нефти», в карбонатных коллекторах заключены 43%, или 577 млн т. извлекаемых запасов компании. Извлечено пока лишь 18 млн т. — всего 3% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Для сравнения: накопленная добыча на терригенных коллекторах «Газпром нефти» составляет 68% от НИЗ. Это означает, что роль карбонатных активов в росте и поддержании объемов добычи компании со временем будет все более значительной.

577 000 000 тонн извлекаемых запасов «Газпром нефти» заключены в карбонатных коллекторах

Среди активов «Газпром нефти» карбонатные коллекторы представлены на Приразломном месторождении в Печорском море, на месторождениях Бадра и Саркала в Ираке, месторождении Турия в Сербии, Урманском, Арчинском и Южно-Табаганском месторождениях «Газпромнефть-Востока», на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ), Капитоновском и Балейкинском месторождениях «Газпромнефть-Оренбурга», в крупных перспективных проектах Чона и Куюмба в Восточной Сибири и еще в целом ряде объектов, находящихся на стадии геолого-разведочных работ. С карбонатами связывают серьезные перспективы развития ресурсной базы компании в разных регионах.

Карбонатные коллекторы

Спектр их типов  наиболее широк:

• гранулярные, представленные обломочными и оолитовыми известняками;
• трещинные, к которым относятся доломиты и плотные известняки;
• кавернозные, образующиеся в результате карста;
• биопустотные, представленные органогенными известняками.

К отличительным особенностям коллекторов карбонатного вида относятся их ранняя литификация, склонность с образованию трещин, а также  избирательная растворимость. Эти факторы  обусловливают разнообразие генезиса и морфологии пустотного пространства.

Качественные характеристики карбонатных коллекторов зависят от  первичных условий седиментации, а также от интенсивности и направления постседиментационной эволюции. Эти факторы влияют на  развитие дополнительных пор, трещин,  каверны и более крупных  полостей выщелачивания.

Для свойств карбонатных коллекторов характерны крайняя невыдержанность  и большое разнообразие, которое зависит  от фациальных условий, при которых происходило их образование. Это делает их сопоставление довольно затруднительным. Фациальные условия при формировании пород карбонатной природы на свойства коллекторов влияют в гораздо большей степени, чем при формировании  терригенных пород.

По своему минеральному составу породы карбонатного типа отличаются меньшим разнообразием по сравнению с терригенными, однако имеют больше структурно-текстурных разновидностей. Отличаются карбонатные коллекторы от терригенных и  по характеру происходящих в них преобразований в постседиментационный период. Это отличие заключается в степени уплотнения.

Поскольку остатки биогермов в карбонатных породах твердые с самого начала процесса эволюции, то  дальнейшее уплотнение протекает очень медленно.  Карбонатный ил и комковато-водорослевые карбонатные осадки с мелкими обломками литифицируются достаточно быстро. В результате  пористость немного сокращается, однако значительное поровое пространство как бы  «консервируется».

Этот показатель, при значительной мощности продуктивных горизонтов весьма значим при оценке величины полезного объёма пласта. Дополнительную ёмкость таких коллекторов обеспечивают стилолитовые швы, которые образуются вследствие неравномерного растворения минералов под действием давления. Глинистая корка на таких швах является нерастворимым остатком породы. Зачастую стилолитовые  горизонты наиболее продуктивны в разрезе, из-за процессов вымывания глинистых корок.

Нефтяной коллектор

Коллекторские свойства горных пород

Рейтинг:   / 2

Горные породы, содержащие нефть, газ и воду и способные отдавать их при разработке, называются коллекторами.

 

Коллекторские свойства нефтеносных пластов зависят от размера и формы зерен, слагающих породу, степени отсорбированности обломочного материала, характера и степеней цементации осадков, а карбонатных пород — от пористости и трещиноватости.

Породы — коллекторы характеризуются

·         пористостью,

·         проницаемостью

·         трещиноватостью.

Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в недрах Земли.

            Различают пористость:

·         общую,

·         открытую

·         эффективную

Общая пористость характеризуется разностью между объемом образца и объемом составляющих его зерен.

            Открытая пористость, или пористость насыщения, характеризуется объемом тех пустот, в которые может проникать жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластах.

            Эффективная пористость — учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах.

            Промышленную ценность нефтяного месторождения определяется по проницаемости его пород — способности проникновения жидкости или газов через породу. Движение жидкостей или газов через пористую среду называется фильтрацией.

            Породы нефтяных и газовых залежей имеют капиллярные каналы, средний размер которых составляет 0.0002-0.5 мм.

            При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость

·         абсолютную,

·           эффективную

·           относительную.

            Абсолютная проницаемость — проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

            Эффективная (фазовая) — проницаемость породы для одной из жидкостей или газа при одновременной фильтрации различных жидкостей и газа.

            Относительная — проницаемость пористой среды, характеризующаяся отношением фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.

К проницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым породам — глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и т.д.

Одно из важных свойств горных пород — трещиноватость, которая обуславливается густотой развития в них трещин. Трещинная проницаемость прямо пропорциональна густоте трещин в пласте.

< НазадВперёд >

Система ПЛАСТ- СКВАЖИНА – НЕФТЕСБОРНЫЙ КОЛЛЕКТОР

Рейтинг:   / 6

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в  трех системах ПЛАСТ- СКВАЖИНА – КОЛЛЕКТОР, которые действуют независимо друг друга, при этом взаимосвязаны между собой.

Рассмотрим; эти системы

ПЛАСТ

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым. Пластовое давление — показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт.

Начальное пластовое давление — давление в пласте до начала его разработки, как правило, находится в прямой связи с глубиной залегания нефтяного (газового) пласта и может быть определено приближенно по формуле :

	Рпл.н=Нrg »104

где:     Рпл.н      — начальное пластовое давление

            Н                      — глубина залегания пласта

            r                      — плотность воды

            g                      — ускорение свободного падения (9.81 м/сек2)

            104                    — переводный коэффициент, Па.

            Обычно пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле. Такое его значение определяют при непосредственных замерах глубинным манометром, которым обычно определяют забойное давление — давление на забое работающей или простаивающей скважины.

При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением.

Перепад давления = Рпл. – Рзаб.

Движение нефти начинается с какого – то расстояния, по мере движения к стволу скважины пластовой жидкости поток ее увеличивается, вследствие чего растет гидродинамическое давление. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта, равной 0.8 – 1.5 метра. Решающую роль играет забойное давление, чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Наибольший перепад давления в призабойной зоне пласта приводит к различным явлениям, например выпадение в осадок в этой зоне солей, твердых частиц, смол, асфальтенов, может возникнуть турбулентное движение жидкости. Все эти явления уменьшают течение жидкости из пласта и называются скин – эффектом.

	Индекс продуктивности – J или PI представляет собой отношение дебита скважины к  перепаду давлений на забое. Индекс продуктивности  может быть как для нефти, так и для пластовой жидкости.

J = PI = qн / Рпл. – Рзаб.

Движение жидкости в коллекторе исследовано и происходит по закону Дарси и определяется по формуле при стабильном состоянии скважины

· при псевдо-стабильном состоянии скважины

Где μн  — вязкость пластового флюида

Rскв. – радиус скважины

k – проницаемость

S – скин

βн – пластовый объемный фактор

rзал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча

h –мощность пласта

Формула Вогеля для нефтяной скважины

Формула для для пласта не имеющего нарушений и с добычей придавлении  ниже давления насыщения. Основывается на теории работы залежи в режиме растворенного газа.

Комбинированная формула Дарси- Вогеля для нефтяных скважин.

Максимальный дебит по комбинированной формуле Дарси- Вогеля:

Где        pнас  — давление насыщения

Qнас – дебит при котором забойное давление равно давлению насыщения

Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит по линейной зависимости при  давлениях выше давления насыщения. При давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по квадратичной зависимости. 

При движении жидкости по пласту наибольший перепад давления наблюдается в ПЗП зоне 1-2 метра перед зоной перфорации. В связи с этим наибольший ущерб пласту наступает именно в этой зоне.

< НазадВперёд >

Газовое месторождение

расположение газовых месторождений Ирана

Объект газового месторождения Вучковец , Хорватия

На заднем плане показано буровое судно Discoverer Enterprise , работающее на этапе разведки нового морского месторождения. Морское вспомогательное судно Toisa Perseus показано на переднем плане, иллюстрируя часть сложной логистики морской разведки и добычи нефти и газа.

Природный газ образуется в результате того же процесса геологического термического крекинга, при котором кероген превращается в нефть . Как следствие, нефть и природный газ часто встречаются вместе. Обычно месторождения, богатые нефтью, называются месторождениями нефти , а месторождения, богатые природным газом, называются месторождениями природного газа.

Как правило, органические отложения, захороненные на глубине от 1000 м до 6000 м (при температурах от 60 ° C до 150 ° C), образуют нефть, в то время как отложения, захороненные глубже и при более высоких температурах, вместо этого генерируют природный газ. Чем глубже источник, тем «суше» газ (то есть тем меньше доля конденсата в газе). Поскольку и нефть, и природный газ легче воды, они имеют тенденцию подниматься из своих источников до тех пор, пока не просочатся на поверхность или не будут захвачены непроницаемой стратиграфической ловушкой. Их можно извлечь из ловушки путем высверливания.

Самым крупным месторождением природного газа является газовое месторождение Южный Парс / Асалуйе , которое совместно используется Ираном и Катаром . Вторым по величине месторождением природного газа является Уренгойское газовое месторождение , а третьим по величине — Ямбургское газовое месторождение , оба в России .

Как и нефть, природный газ часто находится под водой на морских газовых месторождениях, таких как Северное море , газовое месторождение Корриб в Ирландии и около острова Сейбл . Технология добычи и транспортировки природного газа на шельфе отличается от наземных месторождений. Он использует несколько очень больших морских буровых установок из-за стоимости и логистических трудностей при работе над водой.

Рост цен на газ в начале 21 века побудил бурильщиков пересмотреть месторождения, которые ранее не считались экономически жизнеспособными. Например, в 2008 году компания McMoran Exploration прошла глубину бурения более 32 000 футов (9754 м) (самая глубокая испытательная скважина в истории добычи газа) на участке Blackbeard в Мексиканском заливе. Буровая установка Exxon Mobil достигла высоты 30 000 футов к 2006 году, не обнаружив газа, прежде чем покинуть это место.

Нефтяное месторождение

Нефтяное месторождение с десятками скважин. Это нефтяное месторождение Саммерленд , недалеко от Санта-Барбары, Калифорния , до 1906 года.

Mittelplate нефтяного месторождения в Северном море

Сланцевые ракеты Eagle Ford Shale, видимые из космоса (зеленые и инфракрасные волны) на дуге между цифрами «1» и «2», посреди городов на юго-востоке Техаса в 2012 году.

Нефтяное месторождение — это залежь нефти под поверхностью земли, заключенная в запечатанной полости непроницаемой породы. Фактически используемый на практике термин подразумевает возможность получения достаточной экономической выгоды, достойной коммерческого внимания. Во-вторых, область на поверхности выше, где нефть находится в ловушке под землей, также называется нефтяным полем.

Поскольку нефтяные резервуары обычно простираются на большую территорию, возможно, в несколько сотен километров в поперечнике, полная эксплуатация влечет за собой несколько скважин, разбросанных по территории. Кроме того, могут быть разведочные скважины, исследующие края, трубопроводы для транспортировки нефти в другие места и вспомогательные сооружения.

Поскольку нефтяное месторождение может быть удалено от цивилизации , создание месторождения часто является чрезвычайно сложной задачей с точки зрения логистики . Это выходит за рамки требований к бурению и включает сопутствующую инфраструктуру. Например, работникам требуется жилье, чтобы они могли работать на месте в течение месяцев или лет. В свою очередь, для жилья и оборудования необходимы электричество и вода. В холодных регионах может потребоваться обогрев трубопроводов. Кроме того, избыток природного газа может быть сожжен, если его невозможно использовать — для этого требуется печь, дымоход и трубы, чтобы транспортировать его от колодца к печи.

Таким образом, типичное нефтяное месторождение напоминает небольшой автономный городок посреди ландшафта, усеянного буровыми установками или домкратами, которые известны как « кивающие ослы » из-за их покачивающейся руки. Некоторые компании, такие как Hill International , Bechtel , Esso , Weatherford International , Schlumberger Limited , Baker Hughes и Halliburton , имеют организации, которые специализируются на крупномасштабном строительстве инфраструктуры и предоставлении специализированных услуг, необходимых для прибыльной эксплуатации месторождения.

Более 40 000 нефтяных месторождений разбросаны по всему миру, как на суше, так и на море. Самыми крупными из них являются месторождение Гавар в Саудовской Аравии и месторождение Бурган в Кувейте , каждое из которых оценивается более чем в 60 миллиардов баррелей (9,5 × 10 9 м 3 ) . Большинство нефтяных месторождений намного меньше. По данным Министерства энергетики США (Управление энергетической информации), по состоянию на 2003 год только в США насчитывалось более 30 000 нефтяных месторождений.

В современную эпоху расположение нефтяных месторождений с доказанными запасами нефти является ключевым фактором, лежащим в основе многих геополитических конфликтов.

Термин «месторождение нефти» также используется как сокращение для обозначения всей нефтяной промышленности . Однако более точно разделить нефтяную промышленность на три сектора: добыча (добыча сырой нефти из скважин и отделение воды от нефти), мидстрим (транспортировка нефти по трубопроводам и танкерам) и нисходящий поток (переработка, сбыт нефтепродуктов и транспортировка в другие страны). Нефтяные станции).

Классификация пород-коллекторов нефти и газа

По типам пустотных пространств различаются коллекторы поровые, трещинные, каверновые, порово-трещинные, порово-каверновые, порово-трещинно-каверновые. В природных условиях наиболее распространенными коллекторами нефти и газа являются поровые коллекторы – пески, песчаники, пористые известняки, доломиты. Каверновыми, порово-каверновыми коллекторами являются рифовые известняки (ракушняки, коралловые массивы), выветрелые, выщелоченные кавернозные известняки, дресва, гравелиты, галечники, конгломераты. К трещинным, порово-трещинным коллекторам относятся трещиноватые горные породы всех типов вплоть до гранитов, базальтов, глин и аргиллитов. Залежи нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты (верхняя юра) выявлены в Салымском районе Западной Сибири.

Наиболее популярной и часто применяемой в практике геологических работ является классификация пород-коллекторов по пористости и проницаемости, выполненная А.А.Ханиным (Табл.7). Горные породы, практически не проницаемые для нефти, газа и воды называются покрышками (экранами, флюидоупорами). К ним относятся глины, аргиллиты, плотные известняки, мергели, каменная соль, гипс, ангидриды и некоторые другие плотные породы. По ряду показателей различаются покрышки нескольких классов. К покрышкам наиболее высокого класса относятся каменная соль, гипсы, ангидриты и пластичные монтморилонитовые глины. На качество покрышек влияет однородность породы, минералогический состав, отсутствие примесей и трещин. Присутствие в глинах песчаных и алевритовых частиц существенно снижает экранирующие свойства покрышек. По размерам различаются покрышки регионального, зонального и локального рангов. Чем выше однородность и толщина пласта-покрышки, тем лучше его экранирующие качества.

Классификация песчано-алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости (по А.А.Ханину, 1973)
Класс коллектора		Эффективная пористость, %	Проницае-мость, мкм2
I-очень высокий	Песчаник среднезернистый	>16.5	≥1
Песчаник мелкозернистый	>20.0
Алевролит крупнозернистый	>23.5
Алевролит мелкозернистый	>29.0
II-высокий	Песчаник среднезернистый	15-16.5
Песчаник мелкозернистый	18-19.0	0.5-1.0
Алевролит крупнозернистый	21.5-23.5
Алевролит мелкозернистый	26.5-29.0
III-средний	Песчаник среднезернистый	11-15
Песчаник мелкозернистый	14-18	0.1-0.5
Алевролит крупнозернистый	16.8-21.5
Алевролит мелкозернистый	20.5-26.5
IV-средний	Песчаник среднезернистый	5.8-11
Песчаник мелкозернистый	8-14	0.01-0.1
Алевролит крупнозернистый	10-16.8
Алевролит мелкозернистый	12-20.5
V-низкий	Песчаник среднезернистый	0.5-5.8
Песчаник мелкозернистый	2-8	0.001-0.01
Алевролит крупнозернистый	3.3-10
Алевролит мелкозернистый	3.6-12
VI-очень низкий, непромыш-ленный.	Песчаник среднезернистый	<0.5	<0.001
Песчаник мелкозернистый	<2
Алевролит крупнозернистый	<3.3
Алевролит мелкозернистый	<3.6

Магматические породы

Коллекторы нефти и газа выявляют с помощью целого  комплекса геофизических исследований с помощью бурения  скважин, а также путем  и анализа лабораторных данных, учитывающих  геологическую информацию о  месторождении.

Список используемой литературы:

• Нефть — Википедия
• ἔλαιον. Liddell, Henry George; Scott, Robert; A Greek–English Lexicon at the Perseus Project.
• Экономидес, М. Цвет нефти. Крупнейший мировой бизнес: история, деньги и политика/ Экономидес М., Олини Р. Издательство: «Олимп-Бизнес», 2004. 256 с.
• Эрих В.Н. Химия нефти и газа. — Л.: Химия, 1966. — 280 с. — 15 000 экз.
• Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.

Неприступная порода

В отрасли накоплен огромный арсенал методик и технологий, которые в большинстве случаев позволяют эффективно осуществлять поиск наилучших по качеству запасов терригенных коллекторов, а также управлять процессами добычи из них углеводородного сырья. Однако они начинают работать значительно хуже, когда речь заходит о карбонатах.

Наиболее частые проблемы, с которыми сталкиваются нефтяники, — это «сухие» скважины рядом с высокодебитными, быстрое обводнение скважин, прорывы газа, стремительное падение добычи. Эффективная разработка невозможна, если подходить к таким залежам с традиционным набором инструментов сейсморазведки, геофизических исследований скважин (ГИС) и геологического моделирования.

Типичные проблемы при разработке карбонатных коллекторов — быстрое обводнение скважин, прорывы газа, стремительное падение добычи

«Многие факторы и силы, которыми можно было пренебречь при исследовании и моделировании традиционных терригенных коллекторов, становятся важны», — объясняет начальник управления перспективных проектов «Газпромнефть НТЦ» Сергей Нехаев. Трещины могут быть длинными и короткими, частыми и редкими, идти параллельно или пересекать друг друга. От этого зависят размеры и форма отдельных блоков, на которые они делят породу — матрицу, а это, в свою очередь, влияет на соотношения разных сил (капиллярных, гравитационных), которые воздействуют на флюиды в коллекторе во время добычи нефти

Важно понимать и то, содержится ли нефть преимущественно в порах или в трещинах, а также какая из этих двух сред определяет фильтрацию нефти — ее движение в коллекторе во время добычи

Характерная особенность некоторых трещиноватых коллекторов состоит в том, что нефть может двигаться в них только в определенных направлениях — вдоль трещин. Это явление называют анизотропией. Если трещины, пронизывающие нефтяной пласт, уходят выше или ниже него в газовую шапку или водоносный слой, по таким разломам к нефтяным скважинам может прорываться газ или вода. Большое влияние на добычу оказывает и раскрытость трещин, которая может меняться при изменении давления. Учет всех этих особенностей карбонатных коллекторов требует очень высоких компетенций инженеров-нефтяников и тщательного подбора технологий для того, чтобы разработка таких запасов была эффективной. Для выявления трещиноватости и определения ее характеристик используют современные геофизические исследования скважин, нестандартные методики обработки и интерпретации данных сейсморазведки, специализированные исследования керна и гидродинамические исследования скважин.

Помимо трещин еще один важный фактор, влияющий на добычу и, в первую очередь, на подход к организации системы поддержания пластового давления, — смачиваемость коллектора. Породы бывают гидрофильными и гидрофобными. В первом случае вода хорошо смачивает поверхность породы, растекается по ней, образуя пленки. Во втором — наоборот, собирается в капли, будто бы отталкиваясь от поверхности. Обычно гидрофобные породы лучше смачиваются нефтью, чем водой.

Большинство карбонатных коллекторов — как раз гидрофобные или смешанного типа. Это означает, что в карбонатах для поддержания пластового давления и вытеснения нефти вода подходит плохо: нефть вытесняется только из крупных и средних пор, а в мелких ее удерживают капиллярные силы, вода между тем может прорваться к скважинам. Коэффициент извлечения нефти (КИН) при использовании традиционных методов повышения нефтеотдачи на таких коллекторах будет заметно ниже средних показателей. Для улучшения смачиваемости пород могут быть использованы различные химические добавки — растворы щелочных реагентов, поверхностно-активные вещества и др.

Производство

Чтобы получить содержимое нефтяного резервуара, обычно необходимо пробурить земную кору, хотя поверхностные просачивания нефти существуют в некоторых частях мира, например, в нефтяных карьерах Ла-Бреа в Калифорнии и многочисленных просачиваниях на Тринидаде . Факторы, которые влияют на количество извлекаемых углеводородов в коллекторе, включают распределение флюидов в пласте, начальные объемы флюидов в пласте, пластовое давление, свойства флюидов и горных пород, геометрию пласта, тип скважины, количество скважин, размещение скважин, концепцию разработки и философия эксплуатации.

Описание профессии

Лаборант-коллектор работает в нефтегазовой отрасли. Для успешного выполнения трудовых обязательств ему необходимо уметь работать с буровыми и цементными растворами, знать его состав, свойства. Также он взаимодействует с реагентами, поэтому должен знать технику безопасности.

Другие его обязанности связаны с обслуживанием лабораторного оборудования: проверка работы, настройка режимов, ремонтные и профилактические работы, снятие показаний. В случае обнаружения некорректной работы или неисправности лаборант-коллектор сообщает об этом вышестоящему руководству.

Кроме того, сотрудник должен быть осведомлен и о процессе бурения скважин, добыче нефти, газа или других полезных ископаемых.

В своей работе лаборант использует опасные вещества — реагенты. Поэтому предварительно ему необходимо пройти ряд проверок и аттестаций. Так, лаборанту придется пройти медицинское обследование, прослушать инструктажи по вопросам охраны и безопасности, а позднее – подтвердить полученные знания. При этом несколько недель лаборант проходит стажировку под кураторством более опытного сотрудника. Необходимо также отметить, что длительность стажировки решается руководителем и есть вероятность, что она продлится меньше.

Перед тем, как приступить к работе, лаборант должен проверить состояние своей спецодежды (халат, фартук, кожаная обувь, очки) на предмет повреждений, работоспособность вверенного оборудования, вентиляционную систему в лаборатории. При обнаружении поломки следует немедленно сообщить руководителю. Проводить любые исследования и эксперименты с неработающим оборудованием или некачественными средствами защиты категорически запрещено.

В процессе работы лаборант-коллектор должен следить за используемыми реактивами, проверять реакции образцов, ставить маркировку на используемые емкости и убирать их в специальные боксы. В конце рабочего дня лаборант должен привести свое рабочее пространство в начальное состояние, убрать все лишнее, отключить все приборы и сделать соответствующие записи в рабочем журнале.

При работе в лаборатории не исключены несчастные случаи, поэтому сотрудники проходят также специальное обучение на предмет оказания первой помощи при химических ожогах, отравлениях вредными веществами.

Оценка запасов

После открытия коллектора инженер-нефтяник попытается составить лучшую картину скопления. В простом учебном примере однородного коллектора первым этапом является проведение сейсмической разведки для определения возможного размера ловушки. Оценочные скважины могут использоваться для определения местоположения контакта нефть-вода и, соответственно, высоты нефтеносных песков. Часто вместе с сейсмическими данными можно оценить объем нефтеносного коллектора.

Следующим шагом является использование информации из оценочных скважин для оценки пористости породы. Пористость или процент от общего объема, который содержит флюиды, а не твердую породу, составляет 20–35% или меньше. Он может предоставить информацию о фактической емкости. Лабораторные испытания могут определить характеристики пластовых флюидов, в частности коэффициент расширения нефти, или степень расширения нефти при попадании из пласта с высоким давлением и высокой температурой в «резервуар» на поверхности.

Имея такую ​​информацию, можно оценить, сколько «резервуарных» баррелей нефти находится в резервуаре. Такое масло называется базовым маслом изначально на месте (STOIIP) . В результате изучения таких факторов, как проницаемость породы (насколько легко текучие среды могут проходить через породу) и возможных механизмов привода, можно оценить коэффициент извлечения или какую долю нефти в месторождении можно обоснованно ожидать. произведено. Коэффициент извлечения обычно составляет 30–35%, что дает значение извлекаемых ресурсов.

Сложность в том, что резервуары неоднородны. Они имеют переменную пористость и проницаемость и могут быть разделены на отсеки, при этом трещины и разломы разрушают их и затрудняют течение жидкости. По этой причине часто проводится компьютерное моделирование экономически выгодных коллекторов. Геологи , геофизики и инженеры- разработчики совместно работают над созданием модели, которая позволяет моделировать поток флюидов в пласте, что приводит к более точной оценке извлекаемых ресурсов.

Запасы — это только часть тех извлекаемых ресурсов, которые будут разрабатываться в рамках определенных и утвержденных проектов разработки. Поскольку оценка «резервов» имеет прямое влияние на компанию или стоимость активов, она обычно следует строгому набору правил или руководств (даже несмотря на то, что компании обычно используют лазейки для завышения цены своих акций). Наиболее распространенными руководящими принципами являются руководящие принципы SPE PRMS, правила SEC или справочник COGE. Правительство также может иметь свои собственные системы, что усложняет инвесторам сравнение одной компании с другой.

Где выучиться профессии лаборант-коллектор?

Источник фото freepik

Для работы по данной специальности достаточно получить соответствующее среднее специальное образование. Для успешного выполнения своих должностных обязанностей лаборанту-коллектору необходимо постичь общий курс химии, физики, геологии, а также приобрести навыки работы с оборудованием, которое используется в лаборатории.

Однако стоит учитывать, что сами работодатели отдают предпочтение специалистам с высшим образованием в профильных вузах.

Кроме того, лаборант химического анализа может посещать курсы повышения квалификации. Благодаря подобным курсам можно стать технологом лаборатории. Эта должность не только новый шаг в карьерной лестнице, но и возможность повысить свое материальное благополучие.

И так как лаборант – это все-таки узкопрофильная специальность, существуют также курсы переподготовки, прохождение которых позволяет сменить сферу деятельности.

Вторые по значимости

Большая часть нефти и газа добывается из терригенных отложений. Коллекторы такого типа сформировались из снесенных ветрами и течениями обломков горных пород. Карбонатные коллекторы — вторые по распространенности — образуются в основном из останков разнообразных морских организмов — например, кораллов, планктона. Они остаются на том же месте, где когда-то обитали, и сохраняют значительно более сложную структуру, обусловленную их биогенным происхождением, а также процессами, которые происходят с ними на глубине.

Роль карбонатных активов в росте и поддержании объемов добычи компании со временем будет все более значительной

В отличие от достаточно инертных минералов, из которых состоят терригенные отложения, карбонаты (кальцит, доломит) очень активно вступают в реакции. В результате протекающие в них вторичные процессы (засолонение, перекристаллизация, доломитизация и др.) со временем меняют свойства породы и осложняют добычу нефти. Такой коллектор может остаться пористым, но если поры при этом не связаны между собой, движение скопившихся в них углеводородов к скважине становится практически невозможным.

Вторичные процессы могут протекать в породе неравномерно. В результате свойства коллектора будут существенно различаться в разных точках, и две скважины, пробуренные в непосредственной близости друг от друга, могут дать совершенно разный дебит.

Достаточно часто в результате тектонических процессов, при образовании геологических разломов и складок в карбонатных пластах возникают трещины. Они могут пронизывать пористый каркас коллектора (так называемую «матрицу») в разных направлениях, разделяя его на отдельные фрагменты — блоки. В таких случаях образуется «двойная среда» (см. рис.), так как фильтрация нефти через коллектор происходит и по блокам породы, содержащим поровое пространство, и по разделяющим их трещинам (трещинное пространство). В этих двух видах пустот движение нефти подчиняется разным законам, поэтому наличие «двойной среды» необходимо учитывать при разработке.

«Двойная среда» карбонатного трещиноватого коллектора

С одной стороны, трещины повышают проницаемость коллектора, что обеспечивает лучшие притоки нефти. Это стараются использовать, пытаясь предсказать развитие зон повышенной трещиноватости и буря в них скважины. С другой — они могут создавать дополнительные проблемы, например, притягивать к скважинам воду и газ.