Текущее состояние Актанышского месторождения нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении (площади, залежи)

2. Геолого-физическая характеристика РНМ

2.1 Характеристика геологического строения

2.2 Основные параметры пласта

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

3. Анализ текущего состояния разработки

3.1 Общая характеристика системы разработки

3.2 Анализ выработки пластов

3.3 Характеристика показателей разработки

3.4 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

4. Расчет технологических показателей разработки

4.1 Методика расчета

4.2 Расчет показателей разработки

5. Охрана труда при РНМ

6. Охрана недр и окружающей среды при РНМ

Вывод

Литература

Введение

Для современного периода развития нефтяной промышленности Российской Федерации характерна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35%. В то же время, на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубоко погруженные Горизонты, высоковязкая нефть, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %. Следствием ухудшения структуры запасов становится снижение коэффициента нефтеотдачи пластов. Другой особенностью является интенсификация добычи нефти за счет все более широкого применения методов повышения нефтеотдачи пластов и использования повышенной депрессии на и част. Следует отметить, что крупнейшие месторождения, открытые в 60 70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощились. Обводненность продукции этих месторождений достигла 80 - 90 % и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами являются также и коррозионная активность среды, высокая температура пластовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насыщения, вязкость нефти и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеется значительное число низкопродуктивных линзовых месторождений, разбросанных на большой территории. Отличительной их особенностью являются, как Правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднородность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при существующих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн. т обходится в 10 - 50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. т. Принимая во внимание все выше сказанное, внимание уделено методам исследования скважин и пластов.

Эти методы предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождений, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при достижении наиболее высокого коэффициента нефтеотдачи. В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважине изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовый фактор изменяется. Это заставляет постоянно получать и непрерывно обновлять информацию о скважинах и о пласте. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на пласте тех или иных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение отбора нефти. Изучение характеристик залежей начинается сразу же после их открытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключается в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа. Для оценки извлекаемых запасов залежи, т.е. тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта, необходимо провести исследования по определению коэффициента нефтеотдачи пласта. [4]

В курсовой работе рассмотрены вопросы о данном месторождений, произведен анализ текущего состояния разработки и произведен расчет технологических показателей разработки, сделаны выводы.

1. Общие сведения о месторождении (площади, залежи)

нефть пласт обводненность дебит

Актанышкское нефтяное месторождение расположено на землях Актанышского района РТ с развитой инфраструктурой. Месторождение открыто в 1960 году и введено в разработку в 1995 году. [6]

Месторождение - это скопление углеводородов в земной коре приуроченной к одной или нескольким локализованным геологическим структурам находившимся вблизи одного и того же географического пункта.

Месторождения бывают: нефтяные, газонефтяные, газоконденсатные, газонефтеконденсатные, газовые и нефтегазовые.

- газонефтяные, часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи

- нефтегазовые, относят газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

- газовые, содержащие только газ

газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом

нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсататные.

2. Геолого-физическая характеристика РНМ

2.1 Характеристика геологического строения

Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения тульского, бобриковского, радаевского горизонтов, корбанатные отложения турнейского яруса нижнего карбона. Коллекторы отложений тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип коллектора). Нефтеносность турнейского яруса связана с корбанатными отложениями кизеловского горизонта. Весь корбанатный комплекс в пределах локальных поднятий представляет собой единую гидродинамическую систему, чередование пористо-проницаемых пород и уплотненных прослоев с развитой микротрещиноватостью и низкими изолирующими свойствами. Турнейские залежи относятся к типу массивных. [6]

Терригенные коллекторы - Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими .аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Карбонатные коллекторы - Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

Антиклинальными складками или антиклиналями называются изгибы, в центральных частях которых располагаются наиболее древние породы относительно их краевых частей.

Синклинальными складками или синклиналями называются изгибы, в которых центральные части сложены более молодыми породами, чем их краевые части. Складки, в которых элементы залегания осевой поверхности и шарнира совпадают, называются нейтральными. [13]

2.2 Основные параметры пласта

К коллекторским свойствам относятся: пористость, проницаемость и нефтенасыщенность.

Пористость - это наличие пустот в породе не заполненных твердым веществом. Этот показатель характеризуется коэффицентом полной и открытой пористости. Коэффицентом полной (абсолютной) пористости называют отношение Vпор образца к видимому объему Vобр.

Мn=Vпор/ Vобр; % (1)

Коэффицентом открытой пористости называют отношение объема открытых пор, сообщенных между собой пор, к видимому объему образца. Коэффицент пористости определяют по кернам извлеченным из скважины.

Нефтенасыщенность пласта - содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства. подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости горной породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). В дальнейшем (в процессе разработки месторождения) различают нефтенасыщенность среднюю для пласта-коллектора, а также нефтенасыщенность в зонах активного дренирования (подвергаемых непосредственному воздействию нагнетаемых рабочих агентов, например, в обводнённых зонах при заводнении нефтяных пластов) или в зонах, из которых нефть вытеснялась при естественных режимах истощения. Значение первой всегда выше при малых значениях коэффициента охвата из-за наличия целиков нефти, неистощённых зон и пропластков (особенно при значительной прерывистости пласта), в которых нефтенасыщенность породы-коллектора на всех стадиях разработки остаётся практически неизменной. Нефтенасыщенность в зонах активного дренирования nн определяется эффективностью или полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, т.е. величиной коэффициента вытеснения.

Проницаемость - это способность коллектора пропускать через себя пластовые флюиды (нефть, газ и т.д.) при наличии перепада давления.

Характеризуется коэффицентом проницаемости, который определяется по формуле линейного закона фильтрации Дарси в СИ мІ (мкмІ), обозначается латинской буквой k. За единицу проницаемости в Дарси (1Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью (1смІ) и длинной (1см) при перепаде давления (1кг\ смІ) расход жидкости вязкостью составляет(1смі\сек)

K = µ Q (L1- L2…)/F (P1 -P2); мкмІ (2)

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. [4]

Таблица 1. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Актанышского месторождения [6]

Параметры	Ярусы, горизонты, пласты
	тульский	бобриковский	радаевский	кизеловский
Год открытия	1966	1963	1963	1966
Год ввода в разработку	1995	1995	1995	1995
Стратеграфический возраст	С1	С1	С1	С1
Средняя глубина залегания, м	1340,9	1378,9	1392,0	1425,4
Тип залежи	Пласт-сводовый	Пласт-сводовый	Пласт-сводовый	Пласт-сводовый
Тип коллектора	поровой	поровой	поровой	поровой
Площадь нефтеносносности ,тыс.мІ	15900	12925	350	17950
Средняя общая толщина, м	26,6	9,5	18,9	40,5
Средняя эффект. нефтенас. толщина (для корбанатов), м	-	-	-	29,9
Средняя.эффект нефтенасыщ.толщина ,м	1,5	5,1	4,0	5,4
Средняя эффект,водонасыщенная толщина, м	1,3	5,0	14,3	3,5
Пористость,%	21,0	24,0	24,0	12,0
Средняя нефтенасыщенность, доли ед.	0,72	0,78	0,78	0,69
Проницаемость, мкмІ	0,041	1,324	1,024	0,062
Коэффициент песчанистости. доли ед.	0,914	0,337	-	0,612
Коэффициент расчлененности,доли ед.	1, 137	5,448	2,71	3,057
Начальное пластовая температура, °C	25	25	25	25
Начальное пластовое давление, МПа	7,9	10,6	10,6	5,3
Абсолютная отметка ВНК, м	-1178,0	1182,1	1186,5	1244,6
Начальные извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1/С1,тыс.т	477/96	2978/-	31/-	728/355

2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Нефть - это смесь углеводородов зависимости от состава смеси, одни находятся углеводороды при н.у. в газообразном состоянии, другие в жидком или в твердом содержащий серу, кислород, азот и т.д. Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым.

Они представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями не углеводородных соединений. И зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газообразном состояниях. При определенных условиях часть углеводородов может находиться и жидком состоянии и одновременно другая часть -- в газообразном. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью.

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. В России эксплуатируется более 1300 нефтяных месторождений, а и мире более 25 тыс. месторождений. Состав нефти каждого месторождения уникален, различны и свойства нефти. Кроме того Свойства нефти изменяются в процессе добычи, при движении по Пласту, в скважине, системах сбора и транспорта, при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение состава нефти, ее свойств важно для подсчета запасов нефти в залежи, при проектировании и контроле за разработкой месторождения, выборе метода повышения нефтеотдачи пласта, обосновании технологии Первичной внутри промысловой подготовки нефти и дальнейшей ее переработки.

Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой. Под элементарным составом нефти подразумевают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов, выражаемое обычно в долях единицы или процентах. Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. 15 большинстве нефти содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12 --14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3 -- 4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства.

В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, а также фосфор и кремний, некоторые, из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе. Компоненты нефти, включающие различные соединения, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Интерес представляют органические соединения, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природной нефти незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения флюидов. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение - образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в трубах и в пласте.

Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть -- вода».

Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность -- способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.

Нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов. Парафины - углеводороды состава С₁₇-С₃₅, имеющие температуру плавления 27-71°С. Церезины имеют более высокую молекулярную массу (состав их С₃₆-С₅₅) , а температура плавления - 65-88°С. Парафин в скважинах и промысловых коллекторах отлагается при содержании его в нефти 1,5-2 %. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти. Отложения парафина снижают пропускную способность трубопроводов и требуют значительных усилий по их предупреждению и удалению. Классификация нефти в зависимости от содержания серы, парафина, смол и других компонентов.

Фракционный состав нефти- разделение сложных смесей, к которым относится и нефть, на более простые называют фракционированием.

Наиболее распространенный метод фракционирования -- перегонка (дистилляция), заключающаяся в разделении компонентов по их температуре кипения. Отдельные фракции нефти, выкипающие в определенных температурных интервалах, отбирают, замеряют их массу или объем и таким образом составляют представление о фракционном составе нефти. По нему можно судить о товарных продуктах, которые можно получить из нефти. Фракцию нефти, имеющую интервал кипения 30-205°С, называют бензином, интервал кипения 200-300°С -- керосином; нефтяную фракцию, занимающую по температуре кипения (120-240°С) промежуточное положение между бензином и керосином, называют лигроином; фракции выкипающие в интервале 300-400°С - соляровые. Все фракции нефти, выкипающие до 300°С, относят к светлым нефтепродуктам. Оставшиеся фракции, выкипающие при 400°С и выше - масляные, из которых получают мазут, масла, гудроны, битумы. Нефть различных месторождений значительно отличается друг от друга по фракционному составу. Легкая нефть состоит в основном из бензиновых и керосиновых фракций.

Плотность нефти и способы ее измерения. Один из основных показателей товарного качества нефти -- плотность. Плотность нефти определяется ее составом и изменяется мри стандартных условиях (температуре 20°С и атмосферном давлении) от 700 до 1000 кг/м³. По плотности сырой нефти ориентировочно судят о товарных свойствах нефти. Легкие нефти плотностью до 880 кг/м³ служат ценным сырьем для производства моторного топлива. Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с помощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Ареометр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в нижней части расширение, заполненное дробью, а в верхней -- шкалу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине погружения и нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обычно встроен термометр для контроля температуры жидкости. Измеренную при данной температуре плотность нефти приводят к стандартным условиям, по формуле:

р₂₀ = рt + а(t - 20); Па ( 3)

где р₂₀-- плотность нефти при 20°С; р_t -- измеренная плотность нефти при температуре t; а -- коэффициент объемного расширения, составляющий для нефти 0,0005 -- 0,0009 кг/(м³К).

С высокой точностью плотность нефти определяют с помощью пикнометров -- калиброванных сосудов вместимостью 5 -- 100 см³. Пикнометр заполняют нефтью таким образом, чтобы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и заполненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.

Вязкость нефти и способы ее измерения .Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающей их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других является вязкость. На преодоление сил трения, обусловленных вязкостью газов и жидкостей, расходуется основная часть энергии при их движении по пласту и трубопроводам. Количественно вязкость характеризуется коэффициентами динамической и кинематической вязкости, связанными между собой через плотность

u = µ / p; мПа*с (4)

где u -- коэффициент кинематической вязкости; µ -- коэффициент динамической вязкости; р -- плотность жидкости или газа.

В Международной системе единиц (СИ) коэффициент динамической вязкости измеряют в Па*c, а коэффициент кинематической вязкости -- в м²/с. Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Пас. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа-с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1мПас. Вязкость нефти добываемой в России во многом определяется ее составом и в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа-с (0,1-0,2 Пас) и более. Тяжелая нефть с высокой плотностью, содержащая значительное количество асфальтосмолистых веществ, обладает высокой вязкостью, а легкая, малосмолистая нефть имеет низкую вязкость. Вязкость дегазированной нефти измеряется на специальных разнообразных по конструкции приборах - вискозиметрах. Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, в которых вязкость определяют путем измерения времени истечения через капилляр определенного количества жидкости.

Давление насыщения и газовый фактор. Находящаяся при пластовых температурах и давлениях сложная смесь углеводородов, которую мы называем нефть значительно изменяет физические свойства после снижения давления и температуры до нормальных. Это связано с термическим расширением нефти, ее сжимаемостью и, в первую очередь, с переходом части углеводородов в газообразное состояние. Компоненты нефти, переходящие в нормальных условиях в газообразное состояние, называют нефтяным газом, а содержание их -- газовым фактором (газосодержанием) нефти. Главные компоненты нефтяного газа -- легкие углеводороды (метан и этан). По сравнению с газами из чисто газовых месторождений нефтяные газы содержат значительно больше пропан-бутановой фракции, поэтому их иногда называют жирными газами. Относительная плотность нефтяных газов обычно больше единицы. Количество растворенного в нефти газа характеризуют газовым фактором нефти, под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры до стандартных условий (давление 0,1 МПа и температура 20°С). Объем выделившегося газа также должен быть приведен к стандартным условиям. Если из нефти, занимающей в пластовых условиях объем V , выделился объем газа V , то газовый фактор G рассчитывают по следующему соотношению:

G = Vu / Vh; м³/м (6)

Газовый фактор выражают в м³/м или в м³/т. Он изменяется обычно от 25 до 100 м³/м³, но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефть. Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении. Первоначально нефть находится под действием пластового давления. Расширение ее возможно лишь при снижении давления. По мере снижения давления уменьшается количество газа, которое может быть потенциально растворено в данном объеме нефти. При определенном давлении газ, содержащийся в нефти, уже не может быть в ней полностью растворен и избыточная его часть переходит в свободное газообразное состояние. Это давление и принимается за давление насыщения нефти газом. По мере дальнейшего снижения давления объем выделившегося газа будет расти вплоть до полной дегазации нефти. Давление насыщения нефти газом может равняться пластовому или быть ниже его. В первом случае нефть в пласте полностью насыщена газом, во втором -- не донасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков Мпа. Знание давления насыщения позволяет прогнозировать условия, три которых происходит переход нефти в двухфазное состояние при движении ее по пласту, в скважине и коммуникациях на поверхности. Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры и определяется закономерностями растворения газов в жидкостях.

Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон). Состав природных газов выражают в объемных, молярных или массовых долях компонентов. Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому их называют сухими.

Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.

Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа, находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование.

Плотность газа. Чем больше в газе доля компонентов с высокой молекулярной массой, тем больше молекулярная масса газа, которая линейно связана с плотностью газа

Pсм = Мсм / 22,41; кг/ м³ (7)

Плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1. Связь между плотностью газа и его молекулярной массой, давлением и температурой определяется законом состояния газов, который можно представить в виде

(8)

где р - плотность газа.

Из закона состояния следует, что большую плотность при прочих равных условиях имеют газы с высокой молекулярной массой.

С повышением давления плотность газа растет и уменьшается с увеличением температуры. В лабораторной практике плотность газов обычно определяют путем взвешивания калиброванного и заполненного газом пикнометра или методом истечения. Этот метод основан на измерении времени истечения заданного объема газа через небольшое отверстие. Так как время истечения одного и того же объема газа прямо пропорционально корню квадратному из его плотности, то при сравнении времени истечения в одинаковых условиях воздуха и исследуемого газа находят относительную плотность газ.

Вязкость газов. Вязкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Вязкость газов обусловлена обменом количества движения между слоями газа, движущимися с разными относительно друг друга скоростями. Этот обмен происходит за счет перехода молекул из одного слоя в другой при их хаотическом движении. Так как крупные молекулы обладают меньшей длиной свободного пробега (вероятность их столкновения между собой относительно велика), то количество движения, переносимое ими из слоя в слой, меньше чем небольшими по размерам молекулами. Поэтому вязкость газов с увеличением их молекулярной массы как правило уменьшается. С повышением температуры увеличивается скорость движения молекул и соответственно количество движения, переносимое ими из слоя в слой, поэтому при невысоких давлениях вязкость газа с повышением температуры возрастает. При высоких давлениях, когда расстояния между молекулами невелики, несколько меняется передача количества движения из слоя в слой. Она происходит главным образом как и у жидкостей за счет временного объединения молекул на границе слоев, движущихся с разными скоростями. Вероятность такого объединения с ростом температуры уменьшается. Поэтому при высоких давлениях с ростом температуры вязкость газов снижается. С увеличением давления вязкость газов возрастает: при низких давлениях незначительно и более интенсивно в области высоких давлений. Вязкость газа определяют экспериментально, измеряя скорость течения его в капиллярах, скорость падения шарика в газе, затухание вращательных колебаний диска и другими методами. Изменение вязкости при различных давлениях и температурах можно определять расчетным путем и по графикам в зависимости от приведенных давления и температуры.

Сжимаемость газа - это отношение удельного объёма газа к удельному объёму идеального газа с такой же молярной массой. Как правило, это число чуть меньше единицы, при этом наиболее значительно отклоняется от неё вблизи линии насыщенияи для достаточно сложных органических газов.

Теплопроводность газов -- явление направленного переноса тепловой энергии за счет столкновения частиц газа без переноса вещества.

Вязкость - в отличие от жидкостей, кинематическая вязкость газов с ростом температуры растёт, хотя для динамической вязкости зависимость менее выражена. Также вязкость растёт с давлением.

Пластовыми называют воды приуроченные к продуктивным пластам нефтяных и газовых месторождений. В зависимости от положения, которое они занимают в залежи, их принято классифицировать следующим образом. Краевые или контурные воды насыщают продуктивный пласт за контуром нефтеносности. Их называют подошвенными, если они подстилают нефтенасыщенную часть пласта. Верхними называют воды водоносных горизонтов, залегающих выше нефтеносного пласта, нижними - воды горизонтов, залегающих ниже заданного нефтеносного пласта. К промежуточным относят коды, приуроченные к водоносным пропласткам, которые расположены в самом продуктивном пласте. В нефтенасыщенных частях продуктивного пласта также содержится вода, оставшаяся со времени образования залежи. Эта вода, занимающая часть порового пространства и, как правило, являющаяся неподвижной, называется связанной, остаточной, погребенной или реликтовой водой. Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Активные контурные и подошвенные воды служат носителями пластовой энергии, вытесняющими углеводороды из пласта. Связанная вода, насыщая часть порового пространства, участвует во всех поверхностных явлениях, которые сопровождают движение нефти и газа в коллекторе. Поэтому контроль и регулирование процесса разработки месторождения, проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов требуют изучения свойств пластовых вод. Пластовые воды представляют собой сложные растворы, в составе которых - неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества. Все они перешли в воду в течение длительного ее контакта с горными породами, газами и нефтью. Наличие этих компонентов обуславливает отличие физических свойств пластовых и пресных вод.

Среди растворенных в пластовой воде веществ преобладают неорганические соли: хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Общее содержание в воде растворенных⁴" солей принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5-2 м³/м³. В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ. С увеличением минерализации растворимость газа в воде снижается. Общая минерализация, газосодержание, температура и давление оказывают наиболее существенное влияние на все физические свойства пластовых вод.

Сжимаемость пластовой воды увеличивается с увеличением в ней растворенного газа. Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Известны пластовые воды, плотность которых достигает 1450 кг/м³ при общей минерализации 642,8 кг/м³. В пластовых условиях плотность воды, как правило, меньше, чем в поверхностных условиях. Это связано с термическим расширением воды при повышении температуры; пластовое давление из-за низкой сжимаемости воды влияет на ее плотность незначительно. Пластовая вода, как и нефть, при извлечении на поверхность изменяет свой объем. Объемный коэффициент пластовой воды колеблется в пределах от 1 до 1,05. Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа-с. С ростом температуры вязкость воды существенно уменьшается, а с ростом минерализации - возрастает, иногда в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой. [12]

Таблица 2. Характеристика попутных газов продуктивных отложений Актанышского месторождения. [6]

Наименование	Ярусы, горизонта
	тульский	бобриковский	радаевский	турнейский
	молярная доля,%	молярная доля,%	молярная доля,%	молярная доля,%
Сероводород	0,30	0,27	0,10	0,12
Углекислый газ	0,16	0,57	-	0,71
Азот+редкие в том числе:	36,61	41,26	-	17,53
Гелий	Не опр.	Не опр.	Не опр.	Не опр.
Метан	25,63	30,96	28,80	29,49
Этан	4,35	5,55	2,50	18,60
Пропан	8,78	7,78	9,10	23,95
i-Бутан	4,71	2,10	3,20	2,39
n-Бутан	9,72	4,14	5,70	4,80
i-Петан	4,04	4,22	2,30	0,84
n-Петан	3,01	1,07	1,70	0,69
Гексан+высшее	2,69	2,08	1,30	0,88
Плотность: газ,кг/мі	1,51	1,370	1,440	1,356
n-Петан	3,01	1,07	1,70	0,69
Гексан+высшее	2,69	2,08	1,30	0,88
Плотность: газ,кг/мі	1,51	1,370	1,440	1,356

3. Анализ текущего состояния разработки

3.1 Общая характеристика системы разработки

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений.)

В многопластовом месторождении выделяется несколько продуктивных пластов. Продуктивный пласт может разделяться на пропластки, прослои пород-коллекторов, которые развиты не повсеместно. Надежно изолированный сверху и снизу непроницаемыми породами отдельный пласт, а также несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассматриваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки. Эксплуатационный объект (объект разработки) - это элементарный объект или совокупность элементарных объектов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.

Эксплуатационные объекты выделяют на основе геологического, технологического и экономического анализов в период проектирования разработки. При решении вопросов выделения эксплуатационных объектов рекомендуется учитывать следующее: диапазон нефтегазоносности по разрезу (толщину продуктивного разреза) число продуктивных пластов в разрезе; глубину залегания продуктивных пластов; толщину промежуточных непродуктивных пластов и наличие зон слияния продуктивных пластов; положение водонефтяных контактов по пластам; литологическую характеристику продуктивных пластов; кол лекторские свойства (особенно проницаемость и эффективную толщину), диапазон их изменения; различие типов залежей по пластам; режимы залежей и возможное их изменение; свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях; запасы нефти по пластам.

Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в единый объект, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом способов регулирования баланса пластовой энергии, контроля и регулирования процесса разработки, а также технических средств добычи нефти. Затем определяют экономическую эффективность различных вариантов сочетания отдельных пластов в эксплуатационные объекты. Научно обоснованное выделение эксплуатационных объектов служит важным фактором экономии и повышения эффективности разработки.

Нецелесообразно в один объект объединять два продуктивных горизонта, когда одна из залежей чисто нефтяная, а вторая нефтегазовая или обе залежи нефтяные, но одна из них водоплавающая. Не рекомендуется объединять в один объект разработки пласты, проницаемость по которым различается в 2 и более раза. Также не рекомендуется совместная разработка пластов с разными пластовыми давлениями, особенно, когда давление в одном из них близко к давлению насыщения. Не рекомендуется объединять для совместной разработки пласты, нефть которых различается по вязкости более чем в 4 раза.

В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку выделяют две группы систем разработки многопластового нефтяного месторождения: системы одновременной разработки объектов; системы последовательной разработки объектов.

Системы последовательной разработки объектов можно реализовать по следующим основным вариантам.

1. Разработка сверху вниз, при которой каждый нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего. Она применялась в первый период развития нефтяной промышленности и в настоящее время признана в основном нерациональной, так как задерживает разведку и разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения и расход металла на обсадные трубы, повышает опасность нарушения правил охраны недр вышележащих объектов при разбуривании нижележащих объектов.

Рис. 1 Стадии разработки эксплуатационного объекта.

2. Разработка снизу вверх, при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего, так называемого опорного объекта, а затем переходят на возвратные объекты. При наличии многих объектов в качестве опорных также выбирают наиболее изученные и высокопродуктивные объекты с достаточно большими запасами нефти, а в качестве возвратных - остальные объекты. Тогда приступают к разработке опорных объектов, тем самым не задерживают эксплуатацию вышележащих продуктивных объектов с большими запасами.

Нужно отметить, что лучшие показатели могут быть достигнуты комбинацией всех перечисленных выше вариантов систем разработки многопластового месторождения.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района. [4]

3.2 Анализ выработки пластов

Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан бобриковский - 43,4 % от НИЗ. Залежи тульского объекта разрабатываются единичными скважинами, отбор от НИЗ составляет - 3,8%. Hа залежах турнейского объекта отобрано 3,0 % от НИЗ. Залежи бобриковского и тульского горизонтов практически полностью разбурены. Наиболее интенсивно разрабатывается бобриковский объект на Казкаевском и Кабановском поднятиях; тульский и турнейский - эксплуатируются единичными скважинами на естественном режиме. [6]

3.3 Характеристика показателей разработки

Суммарный отбор жидкости на 01.01.2014г. составил 2825,6 тыс. т, в том числе нефти- 1361 тыс. т и воды 1464,6 тыс. т. Для компенсации отбора жидкости закачано 912,170 тыс. мі. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг значений 0,082 при средней обводненности 51,8%. [6] Среднегодовая обводненность - 68,7%. Пластовое давление в зоне отбора в 2014г. в среднем составило: по тульскому - 8,4МПа, по бобриковскому - 10,8 МПа, по турнейскому - 7,8 МПа. Дефицит давления составляет по объектам соответственно 3,0, 1,6 и 4,2 МПа. [6]

Обводненность - насыщенность массива горных пород подземными водами которая определяет величину ожидаемого притока воды выработки и осложняет ведения горных работ.

Пластовое давление -- давление газа в газонасыщенном объеме пласта. Различают начальное и текущее пластовое давление. Начальное пластовое давление имеет место в газонасыщенном объеме пласта до начала разработки. Начальные пластовые давления обычно приводят к средней горизонтальной плоскости, проходящей через центр тяжести газонасыщенного объема, а чаще через середину продуктивной толщи. [4]

Рис.2 Динамика показателей разработки Актанышского месторождения

3.4 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

По состоянию на 01.01.2014 год весь фонд составляет 74 скважин, в том числе в добывающем фонде - 62 (1скважина в бездействии), прочих - 5.

Все добывающие скважины работают механизированным способом. Ликвидированный фонд составляет 15 скважин. На бобриковских залежах средний дебит по нефти-8,9 т/сут, по жидкости-28,8 т/сут. На залежах тульского объекта средний дебит по нефти-1,6 т/сут , по жидкости-6,5 т/сут. На залежах турнейского объекта средний дебит по нефти-2,6 т/сут, по жидкости-5,1 т/сут. [6]

Фонд скважины - это число и классификация по состоянию и назначению всех пробуренных скважин (на месторождении, газовом промысле или подземном хранилище газа). В этот фонд входят все разведочные, эксплуатационные, наблюдательные и специальные скважины. Они подразделяются на ликвидированные и функционирующие для реализации эксплуатационных, наблюдательных или других функций. Функционирующие скважины находятся на балансе газодобывающего предприятия.

Эксплуатационными называются скважины, которые бурятся на залежах (месторождениях), подготовленных к ДПР и промышленной разработки. Бурение эксплуатационных скважин осуществляется по проектам опытно-промышленной разработки, технологическими схемами (проектами) разработки залежей.

Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пластов -- за перемещением внк, гнк, гвк, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности пластов.

Разведочные скважины называются скважины, которые бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий и исходных данных для составления технологической схемы (проекта) разработки залежи или месторождения.

Специальные скважины бурят для сброса промышленных вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных хранилищ газа и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод. [14]

4. Расчет технологических показателей разработки

4.1 Методика расчета

Длина пласта ?=400 м

его ширина b=400 м

пористость т =0,24

Проницаемость пласта K=1,024 мкмІ;

Коэффициент охвата пласта заводнением по толщине ?=0,7

Вязкость нефти в пластовых условиях Н=56,8 мПа^.с;

Вязкость воды _в =10 мПа^.с

Условно, для расчета, примем, что пласт сравнительно однородный, что вытеснение из него нефти водой происходит поршневым способом.

Расчет показателей разработки элемента системы осуществляется в следующем порядке.

Вначале определяется проницаемость к_* пропластка, обводнившегося ко времени t=t_*

Находим технологические показатели для всего месторождения. В разработку ежегодно вводится n элементов

(9)

(10)

(11)

(12)

Строим график зависимости k от f(y).

Находим Х

(13)

Находим обводненность по элементу

(14)

(15)

Определяем дебит нефти элемента

(16)

Объем нефти в пластовых условиях будет равен

(17)

Коэффициент нефтеотдачи

(18)

Для нахождения текущей нефтеотдачи элемента вычислим для каждого элемента:

(19)

4.2 Расчет показателей разработки

Из элемента однорядной системы разработки осуществляется вытеснение нефти водой. Будем условно принимать процесс движения нефти и воды во всем элементе пласта одномерным, прямолинейным. Длина пласта l=400 м, его ширина b= 400м, общая эффективная толщина h0=350 м. Коэффициент охвата пласта заводнением по толщине з2=0,7, так что охваченная заводнением толщина пласта составляет h= 2.3 м. Проницаемость пласта k=1,024 мкм2, пористость т=24. Вязкость нефти в пластовых условиях µ=56,8 *10^(-3) Па-с, вязкость воды | i ,= 10^(-3) Па-с. Через границу пласта при х=0 закачивается вода с расходом q=150 м3/сут и столько же жидкости добывается с конца элемента при х=1 в течение всего рассматриваемого периода разработки.[5]

Относительные проницаемости заданы следующим образом:

при Sсв ? S ? Sф ;

при Sсв ? S ? S1 ;

при S1 ? S ? Sф.

При этом Sсв=0,1; Sф=0,8. Значение S1 определяем из условия равенства относительных проницаемостей для нефти и воды при S=S1.

Требуется рассчитать на основе изложенной теории изменение во времени текущей нефтеотдачи и зависимость обводненности продукции v от текущей нефтеотдачи. Приступая к решению задачи, определим, прежде всего, S1.

Имеем

(0.8()

Отсюда

()0,8

()0.3

S1(Sф-Sсв)

S1 = 0,7034

При 0,7034 ?S ?0,8

Определим по формуле водонасыщенность на фронте вытеснения, для чего проведем касательную к кривой f(s) из точки S=Sсв.

Из этого получаем, что Sв=0,413; f (Scв) =0,723. Теперь необходимо построить кривую f'`(s). Так как формулы для f(s) в рассматриваемом примере сравнительно простые, функцию f`'(s) можно получить путем обычного, а не графического дифференцирования функции f(s).

При Sсв ? S ? 0,7034 имеем:

f(s) =

[5]

5. Охрана труда при РНМ

В воздух производственных объектов нефтяной и газовой промышленности основной объем вредных веществ поступает из нефти и газа, продуктов их переработки и сгорания. Опасные выбросы вредных веществ в воздух возможны при всех технологических процессах бурения, добычи, подготовки, транспортирования и хранения нефти, газа и газового конденсата. В большинстве случаев ядовитые вещества при дыхании проникают в кровь и разносятся по всему организму, попадая в жизненно важные органы.

Глубина и тяжесть действия вредных веществ на человека зависят от их вида, физико-химических свойств, агрегатного состояния и растворимости, а также путей проникновения в организм человека, сферы действия (общее - на организм в целом, локальное - на отдельный орган), температуры, давления, концентрации, времени действия, состояния здоровья человека и способности накапливаться в организме.

Отравление может быть острым (внезапно большим количеством ядовитого вещества) и хроническим (при малых концентрациях без явного начала в течение длительного времени).

Существенное влияние на токсичность веществ оказывают их агрегатное состояние и физические свойства. Газы (пары) и аэрозоли при прочих равных условиях токсичнее, чем твердые вещества и жидкости. Токсические свойства выше у кипящих при низких температурах и легко испаряющихся жидкостей (бензин, бензол, эфиры более токсичны, чем масла и мазуты), у веществ с большим содержанием летучих и высоким давлением пара (бензол опаснее толуола). Некоторые вещества, проникая в организм, способны накапливаться в отдельных органах (например, ртуть в печени). По мере накопления они усиливают свое вредное биологическое действие на организм. Особенно опасна функциональная кумуляция (свинец, мышьяк, ароматические углеводороды), вызывающая изменения в функциях отдельных органов и повышающая чувствительность их к другим не опасным до этого веществам.

Хорошо растворимые вещества быстро удаляются из организма через мочегонные пути; плохо растворимые (ртуть, марганец)- через кишечник.

Все перечисленные выше типичные для нефтяной и газовой промышленности вещества могут поражать центральную нервную систему, вызывать головокружение, сердцебиение, повышенную возбудимость человека, общую слабость, потерю сознания.

Высокая температура, шум, вибрация улучшают всасывание ядовитых веществ и усиливают их действие на организм человека.

По физиологическому действию на организм вредные вещества разделяют на:

- раздражающие (сернистый газ, хлор, окислы азота, пары серной кислоты)

- удушающие (сероводород, окись углерода)

- наркотические (бензин, ацетилен, дихлорэтан)

Воздух производственных объектов современных нефтяных и газовых промыслов обычно загрязняется природным и попутным нефтяным газом, парами сырой нефти, ее фракций, конденсата, метилового спирта, поверхностноактивных веществ (ПАВ), полимерных добавок, ингибиторов коррозии, диэтиленгликоля. А также сероводородом, меркаптанами, углекислым газом, сернистым ангидридом, окисью углерода, сероуглеродом, окисью и двуокисью азота и большим числом химически активных веществ, используемых в технологических процессах.

Также атмосфера объектов нефтяной и газовой промышленности загрязняется промышленной пылью -- мелкими частицами различных твердых веществ, которые находятся во взвешенном состоянии в воздухе и образуют сложные аэрозольные системы. Пыль образуется при измельчении, дроблении Сероуглерод -- бесцветная жидкость, обладающая в чистом виде (100%-ная концентрация) приятным запахом. Хронические заболевания могут возникать при концентрации 15мг/м³ и более. ПДК для сероуглерода равна один мг/м³.

Углекислый газ -- без цвета и запаха, со слабокислым вкусом. В ста объемах воды растворяется 180 объемов газа. При содержании в воздухе 10 % наступает обморочное состояние, при 25% происходит смертельное отравление. ПДК углекислого газа в воздухе составляет один процент.

Меркаптаны -- органические высокотоксичные серосодержащие газы, образующиеся при термическом воздействии на сернистую нефть, конденсат, природный газ. Содержание меркаптанов в воздухе производственных объектов в сотни, тысячи раз меньше, чем сероводорода.

Среди веществ, используемых также в технологических целях, наиболее распространенными и опасными являются аммиак, хлор, фенол, дихлорэтан (поражает печень), серная, соляная, азотная кислоты, этиленгликоль (в организме превращается в щавелевую кислоту и отравляет человека), метанол, ПАВ, полимерные добавки, ингибиторы коррозии, эпоксидные смолы, парафины.

...