Газонефтяные месторождения и их роль в развитии нефтедобычи

Газонефтяные месторождения и их роль в развитии нефтедобычи

Содержание

Залежи и месторождения нефти и газа

Физические свойства нефти и газа

Этапы и виды и виды геологических работ

Бурение нефтяных и газовых скважин

Заканчивание скважин

Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей

Разработка нефтяных месторождений

Разработка газовых месторождений

Разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт

Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Методы увеличения производительности скважин

Промысловый сбор и подготовка нефти и газа

Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа

Список использованной литературы

Введение

Нефть как горючий и смазочный материал, а также как лечебное средство против некоторых болезней известна человечеству с незапамятных времен. О том, что на Апшеронском п-ове имеется нефть, знали еще в далеком. прошлом. Топливно-энергетический комплекс является одной из основ экономики Казахстана.

Природный газ широко используется как удобное топливо на электростанциях, в промышленности и в быту, для получения крайне необходимых народному хозяйству продуктов нефтехимии. Хотя нефть и газ были известны человечеству еще до начала нашей эры, промышленная их добыча в больших масштабах началась лишь с начала XX века.

Нефтяная отрасль Казахстана - одна из основных отраслей экономики Казахстана. Годом добычи первой казахской нефти считается ноябрь 1899 года в месторождении Карашунгул. Одной из важнейших особенностей развития нефтяной промышленности страны в последние четыре десятилетия явилось широкое внедрение современных высокоэффективных технологий и систем разработки, основанных на применении искусственного воздействия на пласты путем заводнения. Добыча нефти и газа в Казахстане в 1992 году составила 25,8 млн. тонн, уже в 2008 составила 70 млн. тонн.

Трубопроводы используются и по другому назначению - по ним транспортируются твердые и сыпучие материалы. В ряде случаев это выгоднее, чем использовать традиционные виды транспорта. Наконец, продукты нефтепереработки и природный газ необходимо доставить до потребителей. Для этого служит система их распределения, в которую входят газохранилища, нефтебазы, нефте-продуктопроводы, газораспределительные сети, автозаправочные, газонаполнительные и газораспределительные станции.

Все большую роль в развитии нефтедобычи приобретают газонефтяные месторождения, запасы нефти которых заключены в обширных и низкопродуктивных подгазовых зонах с незначительной нефтенасыщенной толщиной продуктивных пластов.

Залежи и месторождения нефти и газа

Земная кора сложена горными породами, важнейшими составными частями которых являются минералы. Минералы - природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам, возникшие в результате физико-химических процессов, происходящих в земной коре.

Горные породы - минеральные агрегаты более или менее постоянного минералогического и химического состава, образующие самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору. По происхождению делятся они на три группы:

магматические или изверженные;

осадочные;

метаморфические или видоизмененные.

Изверженные породы, имеющие в основном кристаллическое строение, образовались в результате застывания на земле или в недрах земной коры силикатного расплава, называемого магмой. Это плотные, большей частью очень крепкие, однородные массивы. Типичные представители изверженных пород - базальты, граниты. Животных и растительных остатков в этих породах не содержится.

Осадочные горные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на поверхности материков. Мельчайшие кусочки раздробленных водой или ветром изверженных пород, а также остатки животных и растительных организмов, осаждаясь, постепенно образовывали слои и пласты.

Метаморфические горные породы образовались из осадочных и изверженных пород при погружении последних на некоторую глубину в толщу земной коры. Так, под влиянием высокой температуры и давления изверженные непластичные породы превращаются в сланцевые, а осадочные породы приобретают кристаллическую структуру. В результате горные породы, претерпевая значительные изменения, приобретают новые свойства. Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушки).

Миграция нефти и газа - основное условие формирования их скоплений. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в область относительно низких вдоль непроницаемых пород - покрышек. Попав в ловушку нефть, газ и вода под действием сил гравитации расслаиваются: газ, как самый легкий, уходит вверх, вода, как самая тяжелая, - вниз, нефть занимает промежуточное положение.

Скопление нефти и газа, сосредоточенное в ловушке в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью. Наиболее часто залежи углеводородов встречаются в ловушках антиклинального типа. В общем случае в верхней части продуктивного пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу - вода, а между ними нефть.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности или газоносности. Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазоносного пласта называют его толщиной.

Рис.1 Схема газонефтяной пластовой залежи:

ВКГ - внутренний контур газоносности; ВНКГ - внешний контур газоносности; ВКН - внутренний контур нефтеносности; ВНКН - внешний контур нефтеносности.

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности. Месторождение нефти и газа - скопление углеводородов (нефти <file:///F:\wiki\%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8C>, газа <file:///F:\wiki\%D0%9F%D1%80%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B4%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%B3%D0%B0%D0%B7> и газоконденсата <file:///F:\wiki\%D0%93%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D0%B9_%D0%BA%D0%BE%D0%BD%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D1%81%D0%B0%D1%82>) в одной или нескольких залежах <file:///F:\wiki\%D0%97%D0%B0%D0%BB%D0%B5%D0%B6%D1%8C_%D1%83%D0%B3%D0%BB%D0%B5%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4%D0%BE%D0%B2>, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности. Под территориальной связаностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные <file:///F:\wiki\%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD%D0%B0> и газовые скважины <file:///F:\wiki\%D0%A1%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD%D0%B0>. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь. Такое месторождение называется однопластовым. В остальных случаях месторождения являются многопластовыми. Например, на нефтяных месторождениях Апшеронского полуострова установлено до 30...40 залежей. Месторождение называют газовым, если оно содержит только газовые залежи, состоящие более, чем на 90 % из метана. К газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза - конденсат. Если месторождение состоит из нефтяных или газонефтяных залежей, то оно соответственно называется нефтяным или газонефтяным.

Более детальную информацию о залежах и месторождениях дают структурные карты и геологические разрезы. Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа кровли или подошвы продуктивного пласта. Для ее построения залежь рассекают множеством горизонтальных плоскостей и определяют контуры линий пересечения этих плоскостей с кровлей или подошвой продуктивного пласта. По характеру расположения изогипс можно судить о крутизне залегания пласта: чем они ближе друг к другу, тем положение пласта круче.

Физические свойства нефти и газа

Нефть - горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом. Состоит она в основном из жидких углеводородов, которые образованы только углеродом и водородом. Причём в составе нефти углерод преобладает - его содержится 79-88%, а водорода всего 11-14%. Кроме жидких углеводородов нефть в небольших количествах (до 5%) содержит серу, кислород и азот. В очень незначительных концентрациях (до 0,03% ) в нефти присутствуют металлы - ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, калий, натрий, цинк, кальций, серебро, галлий, а также бор, мышьяк, йод.

Физические свойства нефтей различны, меняясь в зависимости от химического состава, температуры и давления, а также от растворенного в нефти газа.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов:

метановые;

нафтеновые;

ароматические.

Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) одержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений и делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования.

Одна из важных характеристик сырой (непереработанной) нефти - плотность. Она возрастает с увеличением процентного содержания в ней тяжёлых углеводородов (например, смол).По плотности выделяют лёгкую (800- 870 кг/м³, среднюю (871-910 кг/м³) и тяжёлую (свыше 910 кг/м³) разновидности нефти.

Одно из основных физических свойств любой жидкости, в том числе и нефти, - вязкость (или внутреннее трение), т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Чем больше вязкость жидкости, тем больше ее сопротивление при движении. Нефти обладают самой различной вязкостью, в несколько раз превышающей вязкость воды. С повышением температуры вязкость любой жидкости ( в том числе и нефти) резко уменьшается. Во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают. Как уже отмечалось, температура в земной коре увеличивается с глубиной. Поэтому и вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу каждой тонны нефти.

Физические свойства нефти пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления, и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300-400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем. Физические характеристики нефти в пластовых условиях необходимо знать при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта.

Выделенные из нефти асфальтены представляют собой твердое вещество черного цвета плотностью до 1220 кг/м3, хорошо растворимы в ароматических углеводородах, в четы-реххлористом углероде и сероуглероде. В легких предельных углеводородах (пентан, гексан и др.) асфальтены нерастворимы, как и во многих других органических растворителях, имеющих молекулы с полярной частью (этиловый спирт, ацетон и др.). Следует отметить, что свойства асфальтенов заметно меняются во времени, особенно на свету, при этом уменьшается растворимость их в нефти и даже в ароматических растворителях. Содержание асфальтенов в нефти обычно невысокое, редко превышает 10 %. Однако из-за их высокой молекулярной массы и плотности, поверхностной активности, относительной устойчивости и способности к ассоциации асфальтены придают нефти ряд специфических особенностей, от которых зависят ее физические свойства, фильтрационная способность, отмыв нефти водой в пористой среде и т.д.

Природные газы делятся на три группы:

газы, добываемые из чисто газовых месторождений;

газы, добываемые из газоконденсатных месторождений;

газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений.

Все газы представляют собой смеси парафиновых углеводородов с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонентами, но в разных пропорциях. Газы чисто газовых месторождений наиболее легкие, они на 90 % и более состоят из метана. Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наиболее тяжелые, метана в них от 30 до 70 %. Газы газоконденсатных месторождений несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче, чем нефтяной газ; метана в них от 80 до 90 %.

Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода - не имеет запаха.

Теплота сгорания - количество тепла, выделяющегося при полном сгорании единицы объема газа в определенных условиях.

Взрываемость. Природный газ при соединении с кислородом и воздухом отличается повышенной взрывоопасностью.

Этапы и виды геологоразведочных работ

Поисково-разведочные работы осуществляются в целях открытия нефтяного или газового месторождения, определения его запасов и составления проекта разработки. Комплекс поисково-разведочных работ включает: полевые геологические, геофизические и геохимические работы с последующим бурением скважин, позволяющим проводить разведку месторождения. Поисковые работы делятся на несколько последовательных этапов.

На первом этапе, называемом общей геологической съемкой, составляется геологическая карта местности. Горных выработок на этом этапе не делают, а проводят лишь работы по расчистке местности для обнажения коренных пород. Общая геологическая съемка позволяет получить некоторое представление о геологическом строении современных отложений на изучаемой площади. Характер залегания пород, покрытых современными отложениями, остается неизученным.

На втором этапе, называемом детальной структурно-геологической съемкой, бурят картировочные и структурные скважины для изучения геологического строения площади. Картировочные скважины бурят глубиной от 20 до 300 м для определения мощности наносов и современных отложений, а также для установления формы залегания слоев, сложенных коренными породами.

По результатам общей геологической съемки и картировочного бурения строят геологическую карту, на которой условными обозначениями изображается распространение пород различного возраста. Для более полного представления об изучаемой площади геологическая карта дополняется сводным стратиграфическим разрезом отложений и геологическими профилями.

Сводный стратиграфический разрез, вычерчиваемый в виде колонки пород, должен содержать подробную характеристику пород, слагающих изучаемый район.

Для детального выяснения характера залегания пластов или, как говорят, для изучения их структурной формы в дополнение к геологической карте строят структурную карту по данным специально пробуренных структурных скважин. Структурная карта отражает поверхность интересуемого нас пласта и дает представление о форме изгиба пласта при помощи горизонталей.

На втором этапе поисковых работ, кроме описанных геологических исследований, применяют геофизические и геохимические методы, позволяющие более детально изучить строение недр и более обоснованно выделить площади, перспективные для глубокого бурения с целью поисков залежей нефти и газа.

После осуществления комплекса геофизических и геохимических исследований приступают к третьему этапу поисковых работ - глубокому бурению поисковых скважин.

Успешность поисковых работ на третьем этапе в значительной степени зависит от качества работ, проведенных во втором этапе.

Таким образом, успех поисково-разведочных работ в значительной степени зависит от геофизических и геохимических методов поисков нефти и газа. Эти методы достигли в настоящее время такого уровня развития, что в ряде случаев они позволяют полностью или частично отказаться от бурения структурных скважин.

Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей распространения упругих волн в земной коре, искусственно создаваемых в ней путем взрывов в неглубоких скважинах. Сейсмические волны распространяются по поверхности земли и в ее недрах. Некоторая часть энергии этих волн, дойдя до поверхности плотных пород, отразится от нее и возвратится на поверхность земли. Отраженные волны регистрируются специальными приборами, называемыми сейсмографами. По времени прихода отраженной волны к сейсмографу и расстоянию от места взрыва судят об условиях залегания пород.

Электрическая разведка основана на способности пород пропускать электрический ток, т. е. на их электропроводности. Известно, что некоторые горные породы (граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой) хорошо проводят электрический ток, а другие (глины, песчаники, насыщенные нефтью) практически не обладают электропроводностью. Естественно, что породы, имеющие плохую электропроводность, обладают высоким сопротивлением. Зная сопротивление различных горных пород, можно по характеру распределения электрического поля определить последовательность и условия их залегания.

Электроразведка осуществляется следующим образом. Через металлические стержни, выполняющие функции электродов, в землю вводится электрический ток. При помощи других электродов, расположенных между стержнями-электродами, исследуется (с применением специальной аппаратуры) искусственно созданное электрическое поле (рис. 15). На основании данных исследования определяются сопротивление пород и условия их залегания.

Таким образом, в процессе электрометрии скважин при помощи специальных приборов проводится измерение и автоматическая запись кажущихся сопротивлений и естественных разностей потенциалов. Путем сравнения показаний устанавливаются глубина залегания и мощность песчаника, насыщенного нефтью, характеризующегося большими значениями кажущегося сопротивления и естественной разности потенциалов.

Среди полевых геофизических методов известны также гравиразведка и магниторазведка, а среди методов исследования скважин радиометрия и др.

Применение геофизических методов позволяет выявить структуры, благоприятные для образования ловушек нефти и газа. Однако содержать нефть и газ могут далеко не все выявленные структуры. Выделить из общего числа обнаруженных структур наиболее перспективные без бурения скважин помогают геохимические методы исследования недр, основанные на проведении газовой и бактериологической съемок.

Газовая съемка основана на диффузии углеводородов, из которых состоит нефть. Каждая нефтяная и газовая залежь выделяет поток углеводородов, проникающих (диффундирующих) через любые породы. При помощи специальных приборов геохимики определяют содержание углеводородов в воздухе на исследуемой площади. Над залежью нефти и газа приборы показывают обычно повышенное содержание углеводородов. Результаты газовой съемки упрощают выбор участка для детальной разведки бурением.

Бактериологическая съемка основана на поиске бактерий, содержащихся в углеводородах. Анализ почв на изучаемой площади позволяет обнаружить места скопления этих бактерий, следовательно, и углеводородов.

Таким образом, результаты газовой и бактериологической съемок взаимно дополняют друг друга, что обеспечивает реальность планирования буровых работ на исследуемой площади.

Бурение нефтяных и газовых месторождений

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Рис.2 Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное. При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате . Буровой инструмент включает также ударную штангу и канатный замок. Он подвешивается на канате, который перекинут через блок, установленный на какой-либо мачте (условно не показана).

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндрич-ность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины. С помощью отбора кернов изучают свойства, состав и строение горных пород, а также состав и свойства насыщающего породу флюида.

Все буровые долота классифицируются на три типа:

) долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);

) долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарошечные долота);

) долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия.

Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем. В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.

Заканчивание скважин

нефть газ скважина геологический

Между бурением и вводом скважины в эксплуатацию ведется целых ряд работ, объединяемых понятием заканчивание скважины:

) бурение в продуктивном горизонте;

) исследование продуктивного горизонта;

) выбор конструкции призабойной части скважины;

) оборудование устья скважины;

) сообщение эксплуатационной колонны с пластом (перфорация);

) вызов притока нефти или газа из пласта и сдача скважины в эксплуатацию.

При бурении скважин выбирается промывочная жидкость такой характеристики, чтобы гидростатическое давление ее столба было больше пластового. В случае применения промывочной жидкости, имеющей в основе воду, последняя всегда будет отфильтровываться в пласт. Количество отфильтровывающейся воды будет зависеть от водоотдачи промывочной жидкости, продолжительности контактов с ней продуктивных горизонтов, от степени дренированности пластов и от разности гидростатического и пластового давлений.

Многочисленными исследованиями установлено вредное влияние воды на проницаемость призабойной зоны и на процесс освоения скважины.

Практика показала, что устранить все причины, вызывающие ухудшение коллекторских свойств продуктивного горизонта, почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на пласт можно путем применения следующих мероприятий.

. При разбуривании продуктивного пласта следует снижать противодавление на пласт до минимально безопасного значения, т. е. до того значения, при котором не может быть открытого фонтанирования.

. Бурение в продуктивном пласте, исследование пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что позволит сократить время, в течение которого промывочная жидкость контактирует со стенкой скважины в призабойной зоне.

. При вскрытии продуктивного пласта следует применять, высококачественный глинистый раствор, имеющий минимальную водоотдачу или промывочные жидкости на углеводородной основе.

. На месторождениях с благоприятными геологическими условиями можно рекомендовать при разбуривании продуктивного пласта продувку скважины воздухом или газом.

Исследование продуктивного горизонта. Коллекторские свойства, условия залегания и эксплуатационные качества продуктивных горизонтов могут быть установлены после проведения комплекса исследовательских работ, объем которых в эксплуатационных и разведочных скважинах различный.

При бурении в продуктивных горизонтах эксплуатационных скважин чаще всего ограничиваются изучением шлама и результатами некоторых геофизических исследований в целях определения угла наклона и азимута ствола скважины, мощности и интервала залегания продуктивного пласта, его пористости, проницаемости.

В разведочных скважинах продуктивные горизонты изучаются более детально и поэтому комплекс исследований в данном случае увеличивается.

Разбуривание продуктивного горизонта в разведочных скважинах проводится только колонковыми долотами, что позволяет по образцам керна получить полное представление об условиях залегания пласта, его литологической и физической характеристике.

После разбуривания продуктивного горизонта проводится полный объем геофизических исследований в скважине.

Выбор конструкции призабойной части скважины осуществляется до начала бурения скважины в зависимости от ее местоположения на залежи, литологического и физического свойств пласта, наличия в кровле и подошве пласта водоносных горизонтов и ряда других факторов.

В отечественной практике бурения наиболее распространены следующие конструкции призабойной части скважины.

. Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее с подъемом цементного раствора через башмак. Затем разбуривают цементировочные пробки, упорное кольцо и углубляют скважину до подошвы продуктивного пласта.

. Скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее одно- или двухступенчатым способом. После твердения цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо для сообщения эксплуатационной колонны с пластом Иногда в целях предотвращения попадания песка в эксплуатационную колонну устанавливают фильтр.

Оборудование устья скважины. После определения высоты подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной осуществляют подвеску обсадных колонн на устье и обвязку их между собой колонной головкой, герметизирующей затрубное пространство.

Сообщение эксплуатационной колонны с пластом. При применении конструкции призабойной части скважины с зацементированной эксплуатационной колонной сообщение эксплуатационной колонны с пластом осуществляют после прострела отверстий в колонне, окружающем ее цементном кольце и в породе пласта при помощи специальных аппаратов - перфораторов.

Существует несколько типов перфораторов: кумулятивные торпедные, пулевые. Наиболее распространены кумулятивные перфораторы, позволяющие пробивать отверстия кумулятивной струей в стальных обсадных трубах, цементном камне и создавать каналы в прилегающей к призабойной зоне породе.

Кумулятивная струя образуется вследствие всестороннего сжатия медной облицовки заряда ударными волнами при взрыве заряда. Под действием ударных волн внутренняя поверхность медной облицовки плавится и формируется в тонкую металлическую струю высокой плотности, выбрасываемую вместе с газообразными продуктами взрыва от центра облицовки радиально к обсадной колонне со скоростью 8000 -10 000 м/с Струя жидкого металла, двигающаяся с такой скоростью, оказывает на стенку обсадной колонны давление около 30 ГПа и пробивает отверстие в ней. При этом образуется канал в породе глубиной до 300 мм и более.

Кумулятивный перфоратор состоит из толстостенной стальной герметически закрытой трубы, в которой по спирали просверлены отверстия для прохождения кумулятивных струй. Кумулятивные заряды устанавливаются в корпусе перфоратора против отверстий. Заряды срабатывают через детонирующий шнур от взрывного патрона, соединенного с электрокабелем, на котором перфоратор спускается в скважину.

Для прострела обсадных колонн, цементного кольца и пласта, сложенного устойчивыми породами, в нагнетательных скважинах применяют торпедные перфораторы, выстрел из которых проводится разрывными снарядами диаметром 22- 32 мм. После выстрела снаряд входит в породу на глубину 200-250 мм и там разрывается. В результате взрыва в породе образуется каверна диаметром до 300 мм.

Пулевая перфорация пришла на смену механическим средствам перфорации (сверлению). Она применялась в широких масштабах до изобретения кумулятивных перфораторов.

Основной недостаток пулевой перфорации заключается в том, что во время простреливания цементный камень в затрубном пространстве может растрескаться.

В последнее время начали широко применять новый метод- гидропескоструйную перфорацию. При этом методе в насосно-компрессорные трубы, спущенные в эксплуатационную колонну, под большим давлением нагнетают жидкость с песком. На конце труб устанавливается струйный аппарат, из сопла которого с большой скоростью выбрасывается жидкость с песком. Эта смесь вызывает быстрое абразивное разрушение обсадной колонны, цементного кольца и породы.При гидропескоструйной перфорации обсадная колонна и цементное кольцо не трескаются.

Вызов притока нефти или газа из пласта. После завершения работ по сообщению эксплуатационной колонны с пластом приступают к вызову притока нефти из пласта.

Существует несколько методов вызова притока нефти из пласта, сущность которых сводится к снижению противодавления на пласт, т. е. к проведению определенных мероприятий, в результате которых гидростатическое давление в скважине становится меньше пластового.

Уменьшить давление столба жидкости на пласт можно либо снижением плотности жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, либо понижением уровня жидкости в колонне.

В первом случае в эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, которые остаются в ней и при эксплуатации скважины. В пространство между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной нагнетают воду, которая вытесняет в фонтанные трубы тяжелый глинистый раствор. При большом пластовом давлении скважина начинает фонтанировать и при неполной замене глинистого раствора водой.

Вызов притока нефти путем снижения уровня промывочной жидкости в эксплуатационной колонне осуществляют при освоении скважин с низким пластовым давлением. После вызова притока нефти или газа из пласта скважину исследуют на приток и, установив норму добычи, сдают ее в эксплуатацию.

Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей

Пластовая энергия - энергия пласта-коллектора и заключённого в нём флюида (нефть, вода, газ), находящихся в напряжённом состоянии под действием горного и пластового давления. Основные виды пластовой энергии: энергия напора пластовых вод, свободного и выделяющегося при понижении давления растворённого в нефти газа, упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора, обусловленная силой тяжести нефти. Чем больше в нефти растворено газов, тем выше запас пластовой энергии. При отборе жидкости (газа) из пласта, запасы пластовой энергии расходуются на перемещение флюидов и на преодоление сил, противодействующих этому движению (сил внутреннего трения жидкостей и газов и трения их о породу, а также капиллярных сил). Движение нефти и газа в пласте чаще всего обусловлено проявлением различных видов пластовой энергии одновременно (всегда проявляется энергия упругости пород и жидкостей и энергия, обусловленная силой тяжести нефти).

Запасы пластовой энергии, расходуемые при эксплуатации месторождения, могут восполняться в результате естественного притока в продуктивные пласты вод из поверхностных источников, имеющихся в местах выходов пластов-коллекторов на поверхность, из законтурной (водяной) области (особенно при практически неограниченном контуре питания и хорошей гидродинамической связи её с нефтенасыщенными пластами) или путём искусственного нагнетания в пласты воды, газа или другого вытесняющего пластовый флюид агента. Баланс пластовой энергии (соотношение расходуемой на добычу и вносимой извне в пласт энергии) - один из важнейших показателей разработки нефтяного месторождения.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.

Режимы разработки нефтяных и газовых залежей

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководо-напорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5...0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится.

При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов.

При газонапорном режиме источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней. В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи.

При режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Разработка нефтяных месторождений

Разработка нефтяных месторождений- комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора. Добываемые нефть и попутный газ на поверхности подвергаются первичной обработке. Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин.

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды. Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели - дебит скважин, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость 1 т нефти и др.

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Система и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют различные технологии разработки. Основные технологические показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отдельных скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Важным показателем разработки нефтяных месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина нефтеотдачи. Длительная разработка нефтяных месторождений при упругом режиме возможна только в отдельных случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. С применением технологии заводнения конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в среднем 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50•10^-3 Па•с) он не превышает 0,3-0,35, а при вязкости нефти свыше 100•10^-3 Па•с - 0,1. Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэффициента нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физико-химических и тепловых методах воздействия на пласт. При физико-химических методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей. Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть - вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость горных пород вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным. Физико-химические методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

Разработка газовых месторождений

Особенности разработки газовых месторождений обусловлены отличием физических свойств газа от соответствующих ствойств нефти: гораздо меньшими вязкостью и плотностью и значительной сжимаемостью.

Добытую из недр нефть перед переработкой ее на заводах можно в случае необходимости длительное время хранить в емкостях, расположенных в районах добычи нефти, на трассах нефтепроводов и на самих заводах. Извлеченный же на поверхность газ следует тут же направлять в магистральный газопровод или местным потребителям.

Следовательно, в большинстве случаев основная особенность разработки крупных газовых месторождений заключается в неразрывной связи всех элементов в системе пласт - скважина - газосборные сети на промысле - магистральный газопровод - потребители.

Как и для нефтяных месторождений, в основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения заданной добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях и при соблюдении условий охраны недр. Исходя из этого принципа, при проектировании определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок разработки, число скважин и схему размещения их на площади.

Существенное влияние на выбор числа скважин для каждого конкретного газового месторождения оказывает диаметр скважин. Чем больше диаметр ее, тем больше может быть дебит, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Увеличение дебита скважин обеспечивает уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа. Вместе с тем увеличение диаметра скважин приводит к усложнению и замедлению бурения, большой затрате металла. Поэтому при проектировании разработки газовых месторождений очень важно выбрать наиболее оптимальный диаметр скважин.

Схему размещения скважин выбирают в зависимости от формы залежи газа. В случае целесообразной залежи скважины располагают в виде одной, двух или трех прямолинейных цепочек, параллельных продольной оси залежи, при круговой залежи - кольцевыми батареями или же равномерно по всей площади залежи.

Коэффициент газоотдачи газовых пластов, как правило, выше коэффициента нефтеотдачи. В отличие от нефти газ слабо взаимодействует с поверхностью пористой среды, обладает незначительной вязкостью (в сто и более раз меньшей; чем вязкость легких нефтей).

Вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. При этом пластовое давление может уменьшиться до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может теоретически достигать высоких значений - 90-95% и более. Однако следует учитывать, что на газоотдачу влияет множество факторов и значение ее практически бывает ниже указанных цифр.

Основной фактор, влияющий на величину газоотдачи,- остаточное давление в залежи на конечной стадии ее разработки. Естественно, что наибольшая газоотдача газового пласта может быть достигнута при снижении пластового давления до возможного минимального значения, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отбор газа из скважин под вакуумом). Однако при этих условиях де-биты скважин становятся крайне низкими вследствие небольших перепадов давления (р_пл-рзаб).

Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, разработку газовой залежи практически прекращают при давлениях на устьях скважин, больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах обычно принимают равным 0,7-0,8.

Разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Даже при наиболее эффективном водонапорном режиме дренирования в процессе разработки залежи пластовые давления обычно снижаются, что указывает на истощение пластовой энергии. Это объясняется тем, что объем поступающей в нефтяную часть залежи пластовой воды обычно меньше объема извлекаемых из пласта нефти и газа, вследствие чего пластовое давление начинает падать.

Искусственное поддержание пластовой энергии - наиболее эффективное мероприятие по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разработки.

В большинстве случаев поддержание пластовой энергии осуществляется применением законтурного заводнения, т. е. закачной воды в законтурные водоносные зоны залежи. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

В результате заводнения создается искусственный контур питания залежи водой, приближенный к зоне разработки пласта, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти из него и, следовательно, для интенсификации разработки залежи. В этом случае повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-4 близлежащих ряда эксплуатационных скважин.

Практикой установлено, что для поддержания пластового давления на одном уровне при законтурном или внутриконтурном заводнении в пласт следует закачивать 1,6-2,0 м³ воды на каждую тонну извлекаемой нефти. При извлечении вместе с нефтью пластовой воды учитывается и ее объем. Если требуется повысить пластовое давление, объем нагнетаемой воды увеличивают.

Число нагнетательных скважин при заводнении пластов определяется давлением заданного объема закачиваемой воды на среднюю поглотительную способность одной скважины при оптимальном давлении нагнетания. Давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования. Давление на забое нагнетательной скважины составляет:

где Рзаб - давление на забое скважины; р_наг - давление на вы-киде насоса; p_Cf - давление на забой столба воды в скважине, рт_р - потери давления на трение в трубах от насоса до забоя скважины (р_тр определяются по известным формулам гидравлики).

Применение законтурного или внутриконтурного заводнения с целью восполнения пластовой энергии, расходуемой при отборах нефти из пласта, позволило в значительной степени интенсифицировать процессы разработки нефтяных залежей: стало возможным резко увеличить темпы отбора нефти из пластов и тем самым сократить сроки их разработки при обеспечении высоких конечных коэффициентов их нефтеотдачи. При этом нефтяные залежи стали разрабатывать по разреженным сеткам скважин, т. е. со значительно меньшим числом скважин на единицу площади, чем при системах разработки без применения законтурного заводнения. Если на старых бакинских, грозненских и других месторождениях ранее на одну скважину приходилось от 1 до 4 га, редко до 8 га нефтеносной площади, то сейчас на большинстве новых месторождений степень уплотнения составляет от 12 до 60 га и выше на одну скважину.

На месторождениях, разрабатываемых при помощи законтурного заводнения, высокий уровень текущей добычи нефти сохраняется длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума.

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды как поверхностных водоемов (реки, моря, озера), так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Так, на всех морских месторождениях и месторождениях, расположенных вблизи моря, для закачки в пласт используется морская вода. Для месторождений, расположенных в районах с хорошо развитой системой рек, для заводнения пластов обычно применяется речная вода, забираемая непосредственно из рек или из артезианских скважин, размещаемых в пойме этих рек.

Наряду с указанными источниками водоснабжения во всех случаях следует использовать пластовые воды, извлекаемые на поверхность из разрабатываемых залежей нефти. Такое использование пластовых вод позволяет решить другую важную задачу - предотвращает загрязнение территории промыслов и водоемов сильно минерализованными водами. Однако количество добываемой вместе с нефтью воды обычно бывает недостаточным для полной компенсации отбора всей жидкости из залежи, особенно в первые периоды ее разработки, когда обводненность нефти еще небольшая. Пластовые воды в большинстве случаев является лишь дополнительным источником водоснабжения для заводнения нефтяных пластов.

Вода, предназначенная для закачки в пласт, должна быть по возможности чистой, не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа, сероводорода, углекислоты, нефти, а также органических примесей (бактерий и водорослей).

Для очистки воды в системах заводнения пластов сооружают водоочистные установки.

Для повышения текущей добычи нефти из таких «истощенных» залежей и увеличения суммарной нефтеотдачи применяют вторичные методы добычи нефти - те же методы нагнетания в пласт воды воздуха или газа, но в меньших объемах и при меньших давлениях, чем при процессах поддержания пластовых давлений. Нагнетание в пласт воды или газа при этом осуществляется чаще всего по всей площади нефтяной залежи (площадное заводнение, площадная закачка газа или воздуха в пласт).

Способы эксплуатации скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоиз-ливом;

) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы. Нефть поступает в них через башмак. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец соединяется с фонтанной арматурой. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счет природной энергии, называется фонтанным.

Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона не загрязнена (ствол скважины сообщается с пластом), то жидкость будет переливаться через устье скважины, т. е. скважина будет фонтанировать. Фонтанирование может происходить под влиянием гидростатического напора или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе.

Фонтанирование только за счет гидростатического давления пласта - явление довольно редкое в практике эксплуатации нефтяных скважин. Это происходит тогда, когда в пластовой нефти содержится небольшое количество газа. При этом пластовое давление выше давления столба нефти, заполняющей скважину.

Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлиф-тные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

) простота регулирования дебита скважин. Однако у способа имеются и недостатки:

) высокие капитальные вложения на строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;

) низкий к.п.д. газлифтного подъемника и системы «компрессор-скважина».

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами - один из основных способов механизированной добычи нефти. . Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через колонну штанг.

Насосная установка состоит из насоса , находящегося в скважине, и станка-качалки, установленного на поверхности у устья. Цилиндр насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб , а плунжер подвешен на колонне штанг. Верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой балансира станка-качалки канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан, а в нижней - всасывающий клапан.

Принцип действия насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.

При движении плунжера вниз всасывающий клапан под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.

Станок-качалка состоит из следующих основных узлов: рамы со стойкой, балансира с головкой и в некоторых станках с противовесами, редуктора с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами.

Методы увеличения производительности скважин

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.). Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в счетании друг с другом или последовательно.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому _ солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения их сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработке скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяют стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота.

Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, внтенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта.

В скважинах, в которых снижается производительность из-за отложений в призабойной зоне парафиновых или асфальто-смо-листых веществ, кислотная обработка будет более эффективной, если забой предварительно подогреть, чтобы расплавить эти вещества..

Термокислотная обработка - процесс комбинированный: в первой фазе его осуществляется тепловая (термохимическая) обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, при котором нагревание этого раствора производится за счет теплового эффекта экзотермической реакции между кислотой и каким-либо веществом; во второй фазе термокислотной обработки, следующей без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка.

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважин жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок для того, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью.

Дебиты скважин после гидроразрыва пласта (ГРП) часто увеличиваются в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продав-ливания песка в трещины.

Обычно при ГРП в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость. Поэтому для упрощения терминологии обычно эти жидкости называются жидкостями разрыва.

Жидкости разрыва в основном применяют двух видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные растворы. Иногда используют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии.

Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах. К ним относятся сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтями; дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нефтяными мылами.

Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах. К ним относятся вода; водный раствор сульфит-спиртовой барды; растворы соляной кислоты; вода, загущенная различными реагентами; загущенные растворы соляной кислоты.

При выборе жидкости разрыва в основном учитывают такие параметры, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

Так как при незначительной вязкости для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, необходимо использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатовПесок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: 1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; 2) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислот-ную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта . При гидропескоструйной перфорации применяют то же наземное оборудование, что и для гидравлического разрыва пласта: насосные агрегаты, пескосмесительные машины и др.

Промысловый сбор и подготовка нефти и газа

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться

комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.

Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз “нефть-вода” и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на днорезервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта “вода-нефть” в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки - “под руслом”. Для Вода из реки профильтровывается через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум-насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС).

Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь.

Транпорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа

К основным видам транспорта нефти и нефтепродуктов на дальние расстояния относятся железнодорожный, водный, трубопроводный и автомобильный. В ряде случаев нефтепродукты доставляются потребителям самолетами и вертолетами.

При водном транспорте. (морском и речном) сырая нефть и многие нефтепродукты (бензин, керосин, дизельное топливо, мазут и др.) перевозятся в наливных судах самоходного (танкеры) и несамоходного (Лихтеры, баржи) типов.

При автомобильных перевозках нефтепродукты с крупных нефтебаз доставляются на мелкие нефтебазы и далее к потребителям. В этом случае нефтепродукты перевозятся в автоцистернах, а также в мелкой таре.

Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов обеспечивает транспорт больших количеств нефти и нефтепродуктов на любые расстояния.

Нефть и нефтепродукты перевозят по железным дорогам, как правило, в вагонах-цистернах. Только небольшая часть этой продукции (около 2%) транспортируется в мелкой таре (бочках, контейнерах, бидонах и баллонах).

Нефть и нефтепродукты водным транспортом перевозят в нефтеналивных судах - морских и речных танкерах и баржах (самоходных и несамоходных). Морское самоходное нефтеналивное судно называется танкером (грузоподъемность его достигает 50 тыс. т и более), несамоходное - морской баржей или лихтером.

Автомобильный транспорт широко используется при перевозках нефтепродуктов с распределительных нефтебаз непосредственно потребителю. Этот вид транспорта наиболее эффективно используется в районах, в которые невозможно доставить нефтепродукты железнодорожным или водным путями сообщения.

Автоцистерны, в которых перевозят нефтепродукты, оснащены комплектом следующего оборудования: патрубка для налива нефтепродукта, дыхательного клапана, стержневым указателем уровня, клиновой быстродействующей задвижкой для слива топлива, двух шлангов с наконечниками и насосы с механическим приводом. Бидоны применяют двух типов: металлические и металло-фанерные. Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов - трубопроводный.

Преимущества этого вида транспорта:

) низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстояния;

) непрерывность подачи продукции;

) широкая возможность для автоматизации;

) уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировании;

) возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.

Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные расстояния, называются магистральными.

Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами - при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефтепродуктов, например, бензина, керосина, дизельного топлива, мазута. При использовании нефтепродук-топровода для транспортирования нефтепродукта одного сорта употребляется термин бензинопровод, керосинопровод, мазуто-провод и т. д. (соответственно наименованию перекачиваемого продукта).

Магистральный трубопровод состоит из следующих звеньев: 1) трубопровода; 2) одной или нескольких насосных станций; 3) средств связи.

При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в трубопроводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько· станций по длине трубопровода

Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.

По назначению эти сосуды подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов.

По материалу - на металлические и неметаллические. Металлические резервуары сооружают преимущественно из стали.. К неметаллическим резервуарам относятся в основном железобетонные резервуары.

Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преимущественно стальные резервуары, а также железобетонные с внутренним покрытием - листовой стальной облицовкой или неметаллическими изоляциями, стойкими к воздействию нефтепродуктов.

Для хранения больших количеств нефти и темных нефтепродуктов рекомендуется применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило, хранят в стальных резервуарах.

Для хранения газа используются:

) цилиндрические (вертикальные и горизонтальные) или сферические газгольдеры постоянного объема и переменного давления;

) газгольдеры переменного объема и постоянного давления;

) естественные подземные хранилища.

Газгольдеры постоянного объема характеризуются неполным использованием их геометрической емкости. Например, если газгольдер рассчитан на максимальное давление 0,8 МПа, а давление в городском коллекторе составляет 0,2 МПа, то полезная емкость газгольдера составит шесть геометрических объемов вместо восьми, т. е. коэффициент использования составит 75%.

Хранение нефти и нефтепродуктов - содержание резервных запасов нефти и нефтепродуктов в условиях, обеспечивающих их количественную и качественную сохранность в течение установленного времени. Предусматривается при необходимости компенсации неравномерности потребления, оперативного и нар.-хоз. резервирования. Иногда X. н. и н. совмещается c др. технол. операциями (обезвоживание, обессоливание нефти, смешение, подогрев и т.д.). Oсуществляется в ёмкостях на нефтепромыслах, перекачивающих станциях и наливных станциях магистральных нефте- и продуктопроводов, сырьевых и товарных парках нефтеперерабат. з-дов; в ёмкостях и мелкой таре на нефтебазах и автозаправочных станциях.

Заключение

Современное состояние нефтяной промышленности предопределяет наступление нового этапа в развитии фундаментальных научных знаний о нефти и газе на основе прогрессивных достижений последнего времени в области науки, техники и технологий. На основе результатов фундаментальных исследований должно происходить обеспечение нефтегазового комплекса новыми технологиями.

Большие надежды правительство Казахстана связывает с Северо-Каспийским проектом, а именно с Кашаганом. С началом промышленной добычи Кашагана Казахстан войдет в 5-ку крупнейших нефтедобытчиков мира. Доказанные запасы нефти Казахстана составили 6,5 млрд. тонн.

Нефтегазовый комплекс, занимая лидирующие позиции в экономике страны, становится приоритетным в рамках решения глобальной задачи по обеспечению ее энергетической независимости. В последние годы становится общепризнанным, что проблемы развития нефтегазовой отрасли так же, как и проблемы повышения глобальной энергетической безопасности - можно решать лишь на основе выдвижения и последовательной реализации ясных и достаточно устойчивых стратегических приоритетов в соответствующих сферах. Сегодня в условиях быстро растущего потребления энергоресурсов в мире особое стратегическое значение любого нефтегазового регион заключается в объемах запасов его энергоресурсов и местоположении. Все прикаспийские государства занимают особенное положение: регион находится между основными рынками сбыта нефти и нефтепродуктов и странами, являющимися ведущими поставщиками углеводородного сырья.

Таким образом, Казахстан является надежным и ответственным участником системы обеспечения международной энергетической безопасности, его роль в мировой нефтегазовой отрасли неуклонно растет.

Список использованной литературы

1.       Муравьев В.М., Середа Н.Г. Основы нефтяного и газового дела. - М.: Недра, 1967.

.        Гиматудинов Ш.К. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1988.

.        Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990.

.        Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. -Уфа:ДизайнПолиграфСервис, 2001.

.        Танирбергенов А.Г. Учебно-методический комплекс дисциплины студента.-Алматы: КазНТУ, 2004.

.        Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1986.

.        Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.

8.       Для подготовки данной работы были использованы материалы с сайтов: <http://www.studentu>, <http://www.dcenter.ru>, www.Google.ru <http://www.Google.ru>.

.        Калинников М.В., Головин Б.А., Головин К.Б. Учебное пособие по исследованиям скважинам. - Саратов, 2005.

10.     Акульшин А.И. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989.