“НЕФТЕГАЗОВЫЙ ЛИКБЕЗ”

О нефтегазовой отрасли простыми словами


Владимир Белоусов, член Союза Переводчиков России, автор учебников и учебных курсов для нефтегазовых переводчиков


Не секрет, что, не имея специальной отраслевой подготовки, переводчику часто приходится работать «вслепую», не понимая темы перевода. Это может приводить к серьезным ошибкам и другим нежелательным последствиям. В этой рубрике мы продолжаем рассказывать об основных процессах и оборудовании нефтегазовой отрасли простым и понятным языком, и сегодня поговорим о свойствах пород и насыщающих породу флюидах.

КОЛЛЕКТОРЫ И НЕКОЛЛЕКТОРЫ

Одной из важнейших задач на стадии разведки (exploration) и подготовки к разработке (development) залежи является изучение внутреннего строения залежи нефти или газа.

Коллектором (reservoir) называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

“СПОСОБНОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ПРОПУСКАТЬ ЧЕРЕЗ СЕБЯ ЖИДКОСТИ И ГАЗЫ НАЗЫВАЕТСЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬЮ”

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых миграция нефти или газа в них физически невозможна, называются неколлекторами (tight rock).

Внутреннее строение залежи определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами, как в разрезе, так и по площади залежи.

Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью (cavitation), которая слагается из объема пор, трещин и каверн. По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются одновременно с образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся породах.

Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа — это, прежде всего, межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры, каверны (caverns) и трещины (fractures), образовавшиеся в процессе доломитизации известняков (limestone dolomitization) и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины, возникшие в результате тектонических движений.

ПОРИСТОСТЬ


Под пористостью (porosity) понимают наличие пространства между частицами породы. Кроме того, что порода должна иметь поры, необходимо, чтобы эти поры были соединены между собой, чтобы дать возможность миграции нефти и газа из одной поры в другую.

В осадочных породах поры обычно заполнены жидкостями – водой, газом и нефтью. Название пор отражает их геометрию (например, кавернозные), происхождение (например, органические) и месторасположение (например, межгранулярные).

Коэффициент пористости (porosity factor) – это отношение общего объема пор к общему объему породы, выраженное в процентах.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПОРИСТОСТИ

Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость (dynamic porosity).

Полная пористость (true porosity) включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в породе к ее видимому объему.

Открытая пористость (apparent porosity) образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор, к видимому объему породы.

Эффективная пористость (effective porosity) учитывает часть объема связанных между собой пор, насыщенных нефтью.

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов (pore channels), которые, в свою очередь, определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.

“ПОРОДЫ С ТАКИМИ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИМИ СВОЙСТВАМИ, ПРИ КОТОРЫХ МИГРАЦИЯ НЕФТИ ИЛИ ГАЗА В НИХ ФИЗИЧЕСКИ НЕВОЗМОЖНА, НАЗЫВАЮТСЯ НЕКОЛЛЕКТОРАМИ”

КАВЕРНОЗНОСТЬ


Кавернозность (cavernosity) горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам.

Следует различать микрокавернозные (microcavernous) и макрокавернозные (macrocavernous) породы. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн до 2 мм, ко вторым - с рассеянными в породе более крупными кавернами до нескольких сантиметров. Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко.

Коэффициент кавернозности (cavernosity factor) равен отношению объема каверн к видимому объему породы.

ТРЕЩИНОВАТОСТЬ

Трещиноватость (fracture porosity) горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам и к терригенным отложениям.

Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки (inflows) нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложное пустотное пространство пород-коллекторов.

“ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ – ЭТО ДАВЛЕНИЕ, ПРИ КОТОРОМ ГАЗ НАЧИНАЕТ ВЫДЕЛЯТЬСЯ ИЗ НЕЕ”

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления (pressure differential).

Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью (permeability). Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

Высокая проницаемость указывает на большие или многочисленные пути для перемещения нефти и газа. Пористость породы, размер пор и размер соединяющих поры каналов составляют проницаемость породы

Хорошо проницаемыми породами являются песок, песчаники (sandstones), доломиты (dolomites), доломитизированные известняки (dolomitic limestones), алевролиты (siltstones).

К плохо проницаемым породам относятся глины, глинистые сланцы (shales), мергели (marls), песчаники с обильной глинистой цементацией.

Единица коэффициента проницаемости (permeability factor) называется дарси (darcy). Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси (millidarcy).

КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ

В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью (absolute permeability) понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости зависит только от физических свойств породы.

“КОЛЛЕКТОРОМ НАЗЫВАЕТСЯ ГОРНАЯ ПОРОДА, ОБЛАДАЮЩАЯ СВОЙСТВАМИ, КОТОРЫЕ ОБЕСПЕЧИВАЮТ ФИЗИЧЕСКУЮ ПОДВИЖНОСТЬ НЕФТИ ИЛИ ГАЗА В ЕЕ ПУСТОТНОМ ПРОСТРАНСТВЕ”

Эффективной проницаемостью (effective permeability) называется проницаемость пород для конкретной жидкости или газа при миграции в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью (relative permeability) называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Проницаемость горных пород зависит от размера, формы пор, характера сообщения между порами; трещиноватости породы, минералогического состава пород.

НЕФТЕГАЗОВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Нефтенасыщенные (oil saturated) и газонасыщенные (gas saturated) пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной.

Коэффициентом нефтенасыщенности (oil saturation factor) (газонасыщенности) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Коэффициентом водонасыщенности коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

“КОЭФФИЦИЕНТ ПОРИСТОСТИ – ЭТО ОТНОШЕНИЕ ОБЩЕГО ОБЪЕМА ПОР К ОБЩЕМУ ОБЪЕМУ ПОРОДЫ, ВЫРАЖЕННОЕ В ПРОЦЕНТАХ”

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ

Свойства и состояние углеводородов зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей.

В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом углеводородов из одной фазы в другую.

Нефть и газ представляют собой смесь углеводородов преимущественно метанового (methanoic) (парафинового), нафтенового (naphthenic) и в меньшем количестве ароматического (aromatic) рядов.

При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти подобно тому, как в бензине или других жидких углеводородах растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа на поверхность в результате снижения давления и температуры, растворенные в нем углеводороды конденсируются, и выпадают в виде конденсата (condensate).

Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном (hydrated)) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью, при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты (hydrates). Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ

По содержанию серы нефти бывают:

• малосернистые (sweet);

• сернистые (sulfurous);

• высокосернистые (sour).

Нефти содержат до 5 – 6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода (hydrogen sulfide), а также в составе сернистых соединений.

“КАВЕРНОЗНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД ОБУСЛОВЛИВАЕТСЯ СУЩЕСТВОВАНИЕМ В НИХ ВТОРИЧНЫХ ПУСТОТ В ВИДЕ КАВЕРН”

По содержанию смол нефти бывают:

• малосмолистые (low-resinous);

• смолистые (resinous);

• высокосмолистые (highly resinous).

Смолистые вещества, содержащиеся в нефти - это высокомолекулярные соединения, включающие кислород (oxygen), серу (sulfur) и азот (nitrogen) и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы (neutral resins) и асфальтены (asphaltenes).

По содержанию парафинов нефти бывают:

• малопарафинистые (low-paraffinaceous);

• парафинистые (paraffinaceous);

• высокопарафинистые (highly paraffinaceous).

Содержание парафина может достигать 25 %. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.

По плотности пластовые нефти бывают:

• легкие (light);

• тяжелые (heavy).

Легкие нефти имеют высокое газосодержание (gas content), тяжелые - низкое. Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа, растворенного в 1м3 объема пластовой нефти.

По величине вязкости пластовые нефти бывают:

• с незначительной вязкостью (negligible viscosity);

• маловязкие (low viscosity);

• с повышенной вязкостью (increased viscosity);

• высоковязкие (high viscosity).

От вязкости нефти существенно зависит эффективность разработки и конечный коэффициент извлечения нефти (oil recovery factor). Вязкость пластовой нефти зависит от, газосодержания, температуры в пласте и плотности нефти.

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат газ в растворенном (жидком) состоянии.

“ПОД ПОРИСТОСТЬЮ ПОНИМАЮТ НАЛИЧИЕ ПРОСТРАНСТВА МЕЖДУ ЧАСТИЦАМИ ПОРОДЫ”

Растворимость газа (gas solubility) - это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенном давлении и температуре.

Промысловым газовым фактором (field gas-to-oil ratio) называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах.

Давление насыщения (saturation pressure) пластовой нефти – это давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

Коэффициент теплового расширения (thermal expansion factor) показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С.

Объемный коэффициент (volume factor) пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается, по сравнению с объемом в нормальных условиях, в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти.

Под плотностью пластовой нефти (formation oil gravity) понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема.

“ПОД ПЛОТНОСТЬЮ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПОНИМАЕТСЯ МАССА НЕФТИ, ИЗВЛЕЧЕННОЙ ИЗ НЕДР С СОХРАНЕНИЕМ ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЙ, В ЕДИНИЦЕ ОБЪЕМА”

ПЛАСТОВЫЕ ГАЗЫ

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов (paraffin hydrocarbons). Основным компонентом является метан (methane). Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые углеводороды, а также неуглеводородные компоненты: азот, углекислый газ (carbon dioxide), сероводород, гелий (helium), аргон (argon).

Природные газы подразделяют на следующие группы.

• Газ газовых месторождений - сухой газ (net gas), почти свободный от тяжелых углеводородов.

• Газ газоконденсатных месторождений - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.

• Газ нефтяных месторождений (растворенный газ) - смесь сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа (fat gas)) и газового бензина (natural gasoline).

ГАЗОКОНДЕНСАТ

Конденсатом (condensate) называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат (wet condensate) представляет собой жидкость, состоящую из жидких углеводородов, в которых растворено некоторое количество газообразных углеводородов - бутанов (butanes), пропана (propane) и этана (ethane), а также сероводорода и других газов.

Стабильный конденсат (stable condensate) состоит только из жидких углеводородов. Его получают из сырого конденсата путем его дегазации (degassing). Плотность конденсата в стандартных условиях находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

ГАЗОГИДРАТЫ

Если количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти, и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном (hydrated)) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью, при определенных давлениях и температурах, соединяться с водой и образовывать гидраты (hydrates). Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных.

Гидраты газов (gas hydrates) представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки (crystal lattice), образованной молекулами воды, с помощью слабой водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа, и плотность воды в гидратном состоянии возрастает.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешним давлением и температурой. Для определенной температуры повышение давления сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ

Вода залегает в тех же пластах вместе с нефтью или газом, а также в водоносных горизонтах (aquifers). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту (oil and gas bearing formation), или поступать в скважины из других водоносных горизонтов.

Воды нефтяных и газовых месторождений можно разделить на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

Собственные воды (inherent waters) включают остаточные и пластовые воды, залегающие в нефтегазоносном пласте. Это один из основных природных видов вод месторождений углеводородов. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

• Контурные воды (edge waters) – это воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

• Подошвенные воды (bottom waters) – это воды, залегающие под водонефтяным контактом (газоводяным контактом).

• Промежуточные воды (intermediate waters) – это воды водоносных пропластков (interlayers), иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

Чуждые воды (foreign waters) включают воды водоносных пластов, залегающих выше или ниже данного нефтегазоносного пласта.

Техногенные воды (man-made waters) включают воды, закачанные в пласт (injected into formation) для поддержания пластового давления (formation pressure maintenance), а также попавшие при бурении скважин (well drilling) или при ремонтных работах на скважинах (well workover operations).

Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют минерализованные воды. Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи (production), так как от них зависит течение многих процессов в пласте.