Основы по разработке нефтяных и газовых месторождений

Оглавление

Введение4

Вопрос 15

Вопрос 28

Вопрос 310

Задача 112

Задача 215

Задача 3………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….21

Заключение…………………………………………………………………………………………………………………………………..……………….28

Список использованной литературы…………………………………………………………………………………………….……………..29 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение

Нефтяные  и нефтегазовые месторождения - это  скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или  нескольким локализованным геологическим  структурам, т.е. структурам, находящимся  вблизи одного и того же географического  пункта.

Залежью называется естественное локальное  единичное скопление нефти в  одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных  вмещать в себе и отдавать при  разработке нефть.

Залежи  углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или  массивах горных пород, имеющих различное  распространение под землей, часто  — различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные  нефтегазоносные пласты разделены  значительными толщами непроницаемых  пород или находятся только на отдельных участках месторождения.  Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.

Размер  и многопластовость месторождений  с емкостными свойствами коллекторов  определяют в целом величину и  плотность запасов нефти, а в  сочетании с глубиной залегания oбycловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти. 
 
 
 
 
 
 

    Вопрос 1 

 Вязкостью называется свойство жидкостей и  газов оказывать сопротивление  перемещению одной их части относительно другой. Для характеристики нефтепродуктов используются показатели кинематической, динамической и условной вязкости. Единицы кинематической (ν) и динамической (m) вязкости охарактеризованы в приложении. Условная вязкость измеряется в градусах ВУ (если испытание проводится в стандартном вискозиметре по ГОСТ 6258-85), секундах Сейболта и секундах Редвуда (если испытание проводится на  вискозиметрах Сейболта и Редвуда). Соотношение между различными единицами динамической и кинематической вязкости приведено в табл.  

 Для расчета вязкости индивидуальных углеводородных газов применяется формула m = Т(6,6-2,25 lg М)·10^-8, где μ - динамическая вязкость, Па·с; Т- температура, К; М – молекулярная масса.  

 Вязкость  газов и жидкостей зависит  от температуры. Зависимость между  температурой нефтепродукта и его  вязкостью описывается формулой Вальтера:

 lg (n_t + 0,8)=A-BlgT, где (n_t – вязкость, сСт; Т – температура, К; А и В – константы, которые определяются, если известны значения вязкости при двух различных температурах.  

 Для расчета кинематической вязкости нефтепродуктов ν₂₀  и ν₅₀, сСт, предложены эмпирические формулы:   

• для дизельных  фракций, у которых плотность r²⁰₄=0,77 – 0,90,

 ln(₂₀ + 0,5) = 14,83r²⁰₄   - 12,035;           

  2)         для керосина             ln(ν₅₀ + 0,35) = 17,25r²⁰₄   - 14,535.  

 Для определения вязкости нефтепродуктов при различных температурах можно  использовать номограммы, составленных Г.В.Виноградовым по формуле Вальтера. При пользовании этой номограммой  прямыми линиями соединяют попарно  точки, соответствующие значениям  вязкости при трех известных температур с точками этих температур. Проведенные  линии либо пересекаются в одной  точке (фигуративная точка) или образуют треугольник  (в этом случае фигуративной точкой служит центр тяжести треугольника). Если затем требуется определить вязкость при какой-либо другой температуре, то проводят прямую линию через точку, соответствующую заданной температуре, и фигуративную точку до пересечения со шкалой вязкости. Если требуется определить температуру, при которой продукт будет иметь заданную вязкость, то проводят прямую линию от точки на шкале вязкости через фигуративную точку до шкалы температур.  

 Вязкость  нефтепродуктов не является аддитивным свойством. Для расчета вязкости смесей предложены различные формулы  и номограммы. Номограмма Г.В. Виноградова, составленна на основе формулы              

 lg (ν_см + 0,8)=(1-q/100) lg (ν_A + 0,8) – q/100) lg (ν_B + 0,8),  

 где q – содержание высоковязкого продукта; ν_A<ν_B  

 Вязкость  нефти имеет большое значение при расчете нефтепроводов.

Повышенная  вязкость при прочих равных условиях увеличивает гидравлическое сопротивление  в трубах и их диаметры, сокращает  допустимую длину однотрубных участков.

Значительное  содержание парафина в нефти намного  повышает вязкость нефти и температуру  ее застывания, что вызывает отложения  кристаллов парафина на стенках труб, резко сокращая их сечение.

С одной  стороны, повышение давления создает  некоторые преимущества, уменьшая объем  свободного газа, снижая вязкость жидкой фазы вследствие содержания в ней  большого количества растворенного  газа.

т в  год; содержание воды в жидкости - 50%; вязкость смеси - 104м2/с; газовый фактор - 200 м3/т; расстояние движения жидкости; различные варианты рельефа местности.

На этот предел определенное влияние оказывают  вязкость поверхностной нефти (эмульсии), полный газовый фактор и плотность  нефти.

Однако  полного замещения нефти водой  в пластах практически не происходит, вследствие того, что при одновременном  движении к забою вода, имеющая  меньшую вязкость, чем нефть, опережает  ее.

Вязкость  водонефтяной эмульсии изменяется в  довольно широком диапазоне в  зависимости от вязкостных свойств  самой нефти, соотношения нефти, воды и температуры.

Влияние плотности и вязкости на устойчивость эмульсии взаимосвязано и с увеличением  их значений возрастает.

Для каждой нефтяной эмульсии существуют свои предельные значения температуры и градиента  скорости, выше которых вязкость становится постоянной величиной.

С изменением содержания воды в нефти вязкость образующейся эмульсии возрастает, что  особенно заметно при обводненности  свыше 20%.

Это свойство имеет большое практическое значение: при эмульгировании нефти в скважинах  с повышением вязкости уменьшается  добыча нефти, при перекачке увеличиваются  эксплуатационные расходы вследствие повышения давления на выкиде насосов  и т.

Чем выше температура, тем меньше вязкость нефти  и тем менее устойчива эмульсия.

Исследование  свойств поверхностных слоев  показывает, что они обладают аномальной вязкостью, возрастающей во времени  в сотни, а то и в тысячи раз.

При этом вязкость во времени существенно  изменяется.

Параллельно с ростом вязкости во времени меняется и характер поверхностного слоя: если в первые часы слой обладает только вязкими свойствами, то в дальнейшем начинают проявляться и упругие  свойства.

Кроме дисперсности, на силу взаимодействия капель влияют вязкость нефти и разность плотностей воды и нефти.

Вопрос 2

ВЫТЕСНЕНИЕ  НЕФТИ из пласта — замещение нефти, содержащейся в породе-коллекторе, другим агентом (водой,газом и др.). При промышленной разработке нефтяной залежи (месторождения) вытеснение нефти происходит за счёт перепада давления, обусловленного поддержанием на забое добывающих скважин давления ниже пластового (начального или текущего) и непрерывным или периодическим отбором притекающих из пласта флюидов (жидкостей и газа).  
 
При вытеснении нефти за счёт расходования естественной пластовой энергии фильтрация нефти в скважину вызывается упругим расширением жидкости и скелета породы, выделением из нефти газа и увеличением его в объёме, а также вторжением законтурной воды в залежь. В крутопадающих пластах вытеснение нефти обусловливается действием сил гравитации, возможно в сочетании с расширением газовой шапки. Механизм вытеснения нефти существенно различается в зависимости от свойств системы нефть — вытесняющий агент — порода. Если вытесняющий агент имеет большую вязкость, чем нефть, то замещение последней происходит единовременно, при наличии очень узкой переходной зоны, в которой фильтруются и нефть и вода (поршневое вытеснение нефти). Если вязкость нефти больше, то на фронте вторгающегося в пласт вытесняющего агента замещается только часть нефти.  
 
Для повышения эффективности вытеснение нефти из пластов — увеличения темпов отбора, полноты извлечения — в пласт искусственно вводят энергию путём нагнетания вытесняющих агентов. Практически на всех вводимых в разработку месторождениях предусматривается вытеснение нефти из продуктивных пластов путём нагнетания воды, как наиболее доступного и эффективного агента. С 60-х годов в качестве вытесняющих агентов используют также воду с различными химическими добавками, пар и др.  
 
Темп отбора нефти из залежи определяется перепадом давления между линией нагнетания (нагнетательными скважинами) и зоной отбора нефти (добывающими скважинами), а также протяжённостью линии нагнетания. Увеличение этой линии достигается т.н. разрезанием нефтяной залежи на блоки или отдельные поля рядами нагнетательных скважин. Максимальный темп отбора может быть достигнут при площадном заводнении, когда вся продуктивная площадь залежи делится на элементы, в каждом из которых осуществляется нагнетание вытесняющей нефть воды. Полнота вытеснения нефти из пласта определяется действием капиллярных сил в системе нефть — вытесняющий агент — порода и структурными особенностями пустотного пространства; характеризуется коэффициент вытеснения — отношением извлечённой на поверхность нефти к её первоначальному количеству в единице объёма пласта. 
 

Вопрос 3

Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85—88%, на долю пресных — 10—12% и на долю ливневых — 2—3%.

Использование нефтепромысловых сточных вод в  системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений — это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина — пласт — добывающая скважина — система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки — система ППД.

Нефтепромысловые  сточные воды представляют собой  разбавленные дисперсные системы плотностью 1040—1180 кг/м3, дисперсионные среды которых — высокоминерализованные рассолы хлор-кальциевого типа (хлорид натрия, хлорид кальция). Дисперсные фазы сточных вод — капельки нефти и твердые взвеси. При извлечении из недр продукции скважин пластовая вода, находящаяся в эмульгированном состоянии, практически не содержит каких-либо загрязнений: примеси не превышают 10—20 мг/л, но после расслоения эмульсии на нефть и воду содержание диспергированных частиц в отделяемой воде сильно растет: нефти — до 4—5 г/л, механических примесей — до 0,2 г/л. Объясняется это тем, что в результате снижения межфазного натяжения на границе нефть—вода вследствие введения в систему реагента-деэмульгатора и турбулизации расслоенного потока интенсифицируется диспергирование нефти в воде, а также отмыв и пептизация различных шламовых отложений (продуктов коррозии, глинистых частиц) с внутренней поверхности трубопроводов. Кроме того, в аппаратах-водоотделителях накапливается промежуточный слой, состоящий из капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками,  агломератов твердых частиц, механических примесей, асфальтосмолистых веществ и высокоплавких парафинов, микрокристаллов солей и других загрязнителей. По мере накопления часть промежуточного слоя сбрасывается с водой, и значительное количество загрязняющих примесей переходит в водную среду. В результате смешения вод различного химического состава происходит нарушение сульфатного равновесия, что тоже приводит к увеличению твердого осадка.

Сточные воды содержат растворенные газы: кислород, сероводород, углекислый газ, которые интенсифицируют их коррозионую активность, что приводит к быстрому износу нефтепромыслового оборудования и трубопроводов и, следовательно, ко вторичному загрязнению сточных вод продуктами коррозии. В сточных водах содержится закисное железо — до 0,2 г/л, окисление которого приводит к образованию осадка и углекислого газа.

 Нефтепромысловые  сточные воды могут быть заражены суль-фатовосстанавливающими бактериями, поступающими с ливневыми водами, способствующими  выпадению осадков карбоната кальция и сульфида железа.Наличие в сточной воде капелек нефти и механических примесей приводит к резкому снижению приемистости продуктивных и поглощающих пластов. Поэтому перед закачкой сточных вод в продуктивные или поглощающие пласты требуется их очистка.

ЗАДАЧА 1.

     Определить  количество нефти,  которое можно  получить из залежи за счет упругих  свойств среды внутри контура  нефтеносности при падении средневзвешенного  по площади давления в залежи до давления насыщения. За период падения  давления в пласте до уровня давления насыщения добыча нефти составила 5´10⁶ м³. Исходные данные – в таблице 8.

     Методические  указания к решению  задачи 1.

    Таблица 8 – Исходные данные для расчета

    Порядок  расчётов: 

    1.Определить  коэффициент сжимаемости нефти  по формуле: 

Δ_н  =  , 1/МПа;

Δ_н  =  =0,00022 

ΔР   =  Р_пл  -   Р_нас ,  МПа; 

ΔР=19-1,03=8,7 
 

    Эти коэффициенты определяются по графику, приведенному на рисунке 4.1.

    Рисунок 1 График зависимости объёмного коэффициента нефти от давления и температуры 

    2. Определить коэффициент упругоемкости  залежи по формуле:  

b^*   =   m b_н  +   b_п , 1/МПа; 
 

b^* = 0,20*0,00022+0,0002=0,000244

    3. Определить объем нефти, который  можно получить за счет упругих  сил скелета пласта и насыщающих  его жидкостей: 

DV_н  =  b^* V  DР , м³

      DV_н  = 0.000244*154000000*8,7=326911,2

V  =  F· h, м³;

      V = 14000000*11=154000000

DР   =  Р_пл  -   Р_нас , МПа;

      DР   =19-10,3=8,7 

    4. Определить начальный объем нефти  в залежи в пластовых условиях: 
 

V_н  = F· h ·m ·(1 – S) / b_н, м³; 

V_н = 14000000*11*0,20(1-0,22)/1,04=23100000 

    5. Определить коэффициент нефтеотдачи  по формуле: 

К_от  =  DV_н * 100 / V_н , % 

Кот = 326911,2*100/23100000=1,415 

    ЗАДАЧА 2.

Определить  продолжительность вытеснения нефти  паром, общую продолжительность  тепловой обработки пласта, дебит  скважины после обработки паром. Изучить схемы площадного заводнения. Исходные данные в таблице  9.

    Методические  указания к решению  задачи 2. 

    Таблица 9 – Исходные данные для расчета

Порядок расчётов:

1. Определить  объем пласта, подвергнутого тепловой  обработке по формуле: 

V_п =  p R² h , м³;

V_п  = 3,14*1000*18=565200 

    2. Определить запасы нефти на  начало тепловой обработки по  формуле: 

V  = V_п m b , м³;;

V = 565200*0,18*0,4=40694,4 

    При вытеснении нефти паром можно  получить 80% этих запасов нефти, т.е.

V1  =  0,8 Vп  m b , м3;

V1 = 0,8*40694,4*0,18*0,4=2344,00 

3. Определить  объем  призабойной   зоны  по формуле: 

V₀   =    , м³;

V0 = =80742,86 

    4. Определить объем предварительно  прогреваемой призабойной зоны: 

V₀₁    =  ( V₀/ V_п ) * 100% , %;

V01 = 80742,86*100%=0,14 

    5. Определить количество тепловой  энергии, необходимое для нагрева  призабойной зоны: 

Q₁    =   (ΔТ_п  -  ΔТ_в) · i · V₀ , кал;

Q1= (700-150)*500*80742,86=222042865* 

    6. Определить общее количество  газа, необходимое для получения  этой энергии (с учетом 25% на  тепловые потери): 

V_г    = 1,25 ·Q ₁/ Q, м³;

Vг = 1,25*22204286,5*/8*=3469419,76* 

    7. Лабораторными опытами установлено,  что на сгорание 1 м³ газа требуется 9,5 м³ воздуха. Поэтому расход воздуха составит:

V_в    = 9,5 · V_г, м³;

Vв = 9,5*3469419,76*=9,5*34694,2=329594,9 

    8. Определить объем газовоздушной  смеси по формуле: 

V_см   =    V_г   +  V_в , м³;

Vсм   = 34694,2+329594,9=364289,1 

    9. Определить радиус предварительного  обогрева пласта по формуле: 

R₀  =  , м;

R0 = /3,14*18=2,14

    Приемистость  нагнетательной скважины (приемистость – это объем закачки воды в  одну скважину, м³/сут) должна быть не менее К_прм = 1´ 10⁵ м³/сут. Если она окажется меньше, необходимо принять меры к ее повышению.

    10. Определить продолжительность нагрева  пласта по формуле: 

t_н  =   V_см / К_прм, сут;

tн = 364289,1/=3,64 

    11. После прогрева призабойной зоны  необходимо максимально быстро  провести нагнетание воды с  тем, чтобы своевременно получить  пар для обработки всего пласта. Общий объем воды, необходимый  для нагнетания, определить по  следующей формуле: