Оценка эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) на примере фактических показателей эксплуатации объекта

Размещено на http://www.allbest.ru

КУРСОВАЯ РАБОТА НА ТЕМУ:

«Оценка эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) на примере фактических показателей эксплуатации объекта»



I. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВЫДЕЛЕНИЕ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа

Пласты, сложенные песками, состоят из разнообразных по размерам зерен неправильной формы. Количественное (массовое) содержание в породе частиц различной величины принято называть гранулометрическим (механическим) составом, от которого зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. д. По механическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях отложения пород залежи. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть гранулометрический анализ их.

Так как размеры частиц песков обусловливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после- окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для предотвращения поступления песка в скважину подбирают фильтры, устанавливаемые на забое.

Размер частиц горных пород изменяется от коллоидных частичек до галечника и валунов. Однако по результатам исследований размеры их для большинства нефтесодержащих пород колеблются в пределах 1--0,01 мм.

Наряду с обычными зернистыми минералами в природе широко распространены глинистые и коллоидно-дисперсные минералы с размерами частиц меньше 0,1 мкм* (0,001 мм). Значительное количество их содержится в глинах, лёссах и других породах.

В составе нефтесодержащих пород коллоидно-дисперсные минералы имеют подчиненное значение. Вместе с тем вследствие огромной величины их общей поверхности состав этих минералов влияет на процессы поглощения катионов (и анионов). От их количества в значительной степени зависит степень набухаемости горных пород в воде.

Механический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовой анализ сыпучих горных пород применяется для рассева фракций песка размером от 0,05 мм и более. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации. В лабораторных условиях обычно пользуются набором проволочных или шелковых сит с размерами отверстий (размер стороны квадратного отверстия) 0,053; 0,074; 0,105; 0,149; 0,210; 0,227; 0,42; 0,59; 0,84; 1,69 и 3,36 мм. Существуют и другие системы сит и всевозможных механических приспособлений для рассева. Сита располагают при рассеве таким образом, чтобы вверху было сито с наиболее крупными размерами отверстий. В него насыпают 50 г породы и просеивают ее в течение 15 мин. После этого оставшуюся на каждом сите породу взвешивают и результаты записывают в таблицу.

Седиментационное разделение частиц по фракциям происходит вследствие различия скоростей оседания зерен неодинакового размера в вязкой жидкости. По формуле Стокса скорость осаждения в жидкости частиц сферической формы порода нефть газ месторождение скважина

где -- ускорение силы тяжести;

d -- диаметр частиц; -- кинематическая вязкость;

??_ж -- плотность жидкости;

-- плотность вещества частицы.

Выше лежащая формула справедлива при свободном нестесненном движении зерен; чтобы концентрация частиц не влияла на скорость их осаждения в дисперсной среде, массовое содержание твердой фазы в суспензии не должно превышать 1%.

Использование формулы Стокса при седиментационном анализе рассмотрим на примере пипеточного метода.

Из фракции песка, прошедшего через сито с наименьшими отверстиями, отбирают 10 г песка и перемешивают его с водой в цилиндре емкостью 1 л, помещенном в баню (рис. седиментора). Б цилиндр вставляется пипетка 2, глубина спуска ее кончика h составляет примерно 30 см.

Седиментомер

1 - стеклянный кран; 2 - пипетка; 3 - мешалка; 4 - градуированный цилинд; стеклянный термостат

Допустим, что необходимо определить в песке количество частиц диаметром меньше d_v. Для этого при помощи формулы (Седиментометр) вычисляют время падения частиц размером d₁ до глубины спуска пипетки h. Очевидно, с глубины h через время t₁ в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d₁, так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки. Высушив содержимое пипетки, определяют количество находящихся в суспензии частиц диаметром менее или более d₁. Это легко сделать, так как масса всей навеси G₁, объем отобранной суспензии V, масса сухого остатка в ней G и объем жидкости V₁ в цилиндре известны. Очевидно, процентное содержание в породе отобранных пипеткой фракций (т. е. частиц диаметром меньше, чем d₁) будетгде - процент фракции, прошедшее через мелкое сито. Отбирая последующие пробы через другие интервалы времени от начала отстаивания суспензии, точно так же определяют содержание более мелких фракций. Существует много методов седиментационного анализа. В лабораториях по исследованию грунтов широко применяют методы отмучнвания током воды, отмучнвания сливанием жидкости (метод Сабанина) и метод взвешивания осадка при помощи весов Фигуровского.

При отмучиваний током воды грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд, через который создают ток воды, направленный снизу вверх. Регулируя скорость движения воды, добиваются выноса из пределов сосуда частиц определенного диаметра, величина которого также может быть определена по формуле Стокса.

Пористость горных пород.

Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. Но происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, вследствие доломитизации) и т. д.

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные -- размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные -- от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные -- меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным -- при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти -- те породы, поры которых представлены в основном. капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Проницаемость горных пород.

Проницаемость -- важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей -- совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, эффективной и относительной проницаемости.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой- либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде па ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:



где -- скорость линейной фильтрации;

Q -- объемный расход жидкости в единицу времени;

-- динамическая вязкость жидкости;

F -- площадь фильтрации; -- перепад давления;L -- длина пористой среды. В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности к, который называют проницаемостью:

Фазовая и относительная проницаемость.

В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических л физико- химических свойств жидкостей п пористых сред.

Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства

Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами.

В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков -- движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового. пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Простейший их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Рассмотрим вначале графики двухфазного потока. Движение смеси нефти и воды, выше приведена зависимость относительной проницаемости песка для нефти и воды от насыщенности порового пространства водой

, ,

где k_в и k_н-- фазовые проницаемости для воды и нефти; к -- абсолютная проницаемость.

Движение смеси жидкости и газа.

Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от водонасыщенности

На рисунке слева приведены зависимости относительных проницаемостей для воды и газа от насыщенности S жидкостью порового пространства песков с проницаемостью 17,8 мкм², а на рисунке ниже -- аналогичные зависимости для песчаников и известняков. Из кривых следует, что при наличии в норовом пространстве несцементированных песков и известняков до 20%, а в песчаниках -- до 50% жидкости относительная проницаемость k'_ж для жидкой фазы будет равна нулю, а относительная проницаемость для газа К составит для песков и известняков 0,9 и для песчаников 0,98. Иначе говоря, жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде вначале почти не влияет на фильтрацию газа. Из этих кривых также следует, что при содержании жидкости в породе от 20 до 50% от объема пор из скважины можно добывать чистый газ. При газонасыщенности песка и песчаника до 10%, а известняка до 30% газ остается неподвижным (к'_г?0). Но в этом случае сильно ухудшаются условия для фильтрации жидкости -- относительная проницаемость снижается до 0,22 для известняков, до 0,7 для песков и до 0,6 для песчаников. Это указывает на отрицательное влияние свободного газа, выделяющегося из нефти в пласте, на условия ее фильтрации. Сопоставление кривых относительных проницаемостей для пород различных классов показывает их приблизительную идентичность. В зависимости от свойств пород кривые относительных проницаемостей сдвигаются вдоль осей и больше

всех сдвигаются вправо кривые для песчаников. Это связано с наличием значительного количества в породах этого типа тонких пор, заполненных водой, через которые газ не фильтруется. По этой же причине фильтрация воды через песчаники (для которых составлены кривые относительных проницаемостей, приведенные на рис. 1.7 и 1.8) начинается лишь при высоком содержании воды в породе (около 50--55%). В связи с большим влиянием на кривые относительной проницаемости распределения пор по размерам направление и величина сдвига кривых для различных песчаников может быть неодинаковой.



Из сказанного следует, что для промысловых расчетов необходимо пользоваться кривыми относительных проницаемостей, построенными для пород и пластовых жидкостей рассматриваемого месторождения. Однако необходимо учитывать, что в связи с чрезвычайно сложным характером механизма фильтрации в пористой среде нескольких фаз одновременно при лабораторных методах оценки относительных проницаемостей получают значительный разброс точек.

Движение смеси нефти, воды м газа в пористой среде.



Экспериментально изучался поток при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения норового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трехфазное движение. Результаты опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис. справа) На этом графике нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием соответствующей компоненты смеси в потоке. Кривая 1 соединяет точки, в которых содержание воды в потоке равно 5%. Кривая 2 -- с содержанием в потоке 5% нефти и кривая 3 -- с содержанием в потоке 5% газа. Вершины треугольника отвечают 100%-ному насыщению породы одной из фаз; стороны треугольника, противолежащие соответствующим вершинам, -- нулевому насыщению этой фазой.

Кривые линии, проведенные на основании экспериментальных данных, ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазиого потоков. Так, при газонасыщенности среды меньше 10% и нефтенасыщенностн меньше 23% в потоке практически будет содержаться одна вода.

Область существования трехфазного потока (заштрихованная центральная часть) расположена в пределах насыщенности песка: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом -- от 14 до 30%. Эти пределы получены для несцементированных песков; для других нород они могут быть несколько отличными.

2. Физико-химические свойства нефти и газа

Нефть - горючая маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного. В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

нафтеновые - СnН2ni;

ароматические - СnH2n-6

Преобладают углеводороды метанового ряда.

Наименование	Формула	Примечание
Метан	СН4	При атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии
Этан	С2Н6
Пропан	С3Н8
Бутан	С4Н10
Пентан	С5Н12	Неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно
Гексан	С6Н14
Гептан	С7Н16
Октан	С8Н18 C17H36	Жидкие вещества
	С18Н38 и т.д.	Твердые вещества (парафины)



Химический состав нефти

Рассмотрим основные физические свойства нефти.

Плотность с- отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м³. Измеряется плотность ареометром. Ареометр - прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти рис. ниже.

Ареометр

Плотность нефти варьируется от 730 до 980-1050 кг/м³ (плотность менее 800 кг/м³ имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы рис. ниже.

Классификация нефти по плотности

По плотности судят о качестве нефти. Легкие нефти наиболее ценные.

Вязкость - свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости м. За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па • с), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м² поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па • с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей - мПа • с. Так, пресная вода при температуре 20 °C имеет вязкость 1 мПа • с, а большинство нефтей, добываемых в России, - от 1 до 10 мПа • с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа • с и несколько тысяч мПа • с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа, ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2-4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м²/с.

На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20°C.

Вязкость изменяется в широких пределах (при 50°C, 1,2 -55·10-6 м/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах. В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

Сжимаемость - способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти колеблются в пределах 0,4-14,0 Гпа^-1, коэффициент в_u определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50 -60 %). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом. Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом ? =.

Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти И, т. е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями:

И = .

Газосодержание - важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.

Газовый фактор - отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м³), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20°C, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м³) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м³/т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Свойства природного газа

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового рядаСnН_2n+2, т. е. из метана СН₄ и его гомологов - этана С₂ Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀ и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98-99 %.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

Рассмотрим физические свойства природного газа.

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см³, кг/м³) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0°C плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м³(в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 °C) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6-1,1.

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

S = б P^b,

где S - объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям;

P -давление газа над жидкостью;

б - коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;

b -показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального.

Значение б и b зависят от состава газа и жидкости.

Коэффициент растворимости для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5 -11 м³/м³ на 1МПа. Показатель изменяется в пределах 0,8 -0,95.

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0°C обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа - количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1°C. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная - в кДж/м³.

Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м³и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура - 82,5°C.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.

Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов. Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды - 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение - поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 2 -3 °C.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов

В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура, количественное соотношение нефти и газа. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.

Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.

Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:

- темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;

- наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С₂-С₆);

- молекулярная масса нефти;

- вязкость нефти.

Схема фазовых превращений однокомпонентных систем.

Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 4.1 представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок - двухфазной газожидкостной области, левый участок - жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума - кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.

С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.

Рис. слева. Диаграмма фазового состояния чистого этана. Для индивидуальных углеводородов граничным давлением между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров (при данной температуре), при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью.

Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура рис. слева. Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.

Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С рис. выше. Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

Диаграмма фазового состояния чистого этана в координатах Т-Р.

Из рисунка справа следует, что путём соответствующих изменений давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. справа) можно изобарически нагреть до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D, расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем.

В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему. Более подробную информацию по фазовым переходам многокомпонентных систем можно найти в литературе [3, 4].

Фазовые переходы в нефти, воде и газе.

Фазовые переходы подчиняются определённым закономерностям, в основе которых лежит понятие равновесия фаз. Равновесие фаз характеризуется константой равновесия, которая зависит от температуры и давления.

Константа фазового равновесия i-го компонента характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фазе (уi или Nyi) к мольной доле этого компонента в жидкой фазе (хi или Nxi), находящейся в равновесном состоянии с газовой фазой:

(1)

Для определения равновесного состояния газожидкостных смесей используются законы Дальтона и Рауля.

Согласно закону Дальтона каждый компонент, входящий в газовую фазу имеет своё парциальное давление Pi, а общее давление в газовой системе равно сумме парциальных давлений:

(2)

Согласно закону Рауля, парциальное давление компонента над жидкостью (нефтью) равно давлению насыщенного пара (Р нас. пара) или упругости пара (Qi) и этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти:

или

(3)

где Qi - упругость паров компонента;

Nxi - мольная доля компонента

piнас. пара - давление насыщенного пара i-го компонента.

В момент равновесия парциальное давление i-го компонента в газовой фазе равно парциальному давлению компонента над жидкостью. Отсюда следует закон Дальтона-Рауля для равновесного состояния газовой и нефтяной фазы:

(4)

(5)

где Кi - константа равновесия i-го компонента при данной температуре и давлении смеси.

Уравнение материального баланса для одного моля нефтегазовой смеси:

(6)

где L - мольная доля жидкой фазы;

V - мольная доля паровой фазы

Nzi - мольные доли компонентов в нефтегазовой смеси.

По условию сумма мольной доли жидкой и паровой фаз равна единице. Отсюда:

V=1-L. (7)

Используя уравнения (6) и (7) получим выражение для мольной доли компонент жидкой фазы:

(8)

Или

(9)

и для мольной доли компонента газовой фазы:

(10)

Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений

Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

Регулирование разработки нефтяного месторождения -- процесс управления движением жидкостей в продуктивном пласте к забоям добывающих скважин. Цель ее заключается в достижении на каждом этапе разработки максимальной добычи нефти по каждому пласту и в целом для всего месторождения.

Практически все технологические операции, осуществляемые в добыче нефти, функционально направлены на увеличение отборов нефти и решают задачи регулирования разработки.

Многообразие геолого-физических условий, в которых протекает процесс разработки нефтяных месторождений, требует применения различных технологий извлечения нефти и различных систем разработки.

Системы разработки классифицируют по признакам, в основу которых положены характеристики, определяющие отличительные их черты.

1. По геометрии расположения скважин на площади выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин. 2. По методу воздействия применяют следующие системы разработки: без воздействия и с воздействием на пласт.

5. Техника и технология эксплуатации скважин

Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин.

Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине. В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его.

Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.

Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85 % нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Существуют следующие основные методы воздействия на пласт.

А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся:

1. Законтурное заводнение.

2. Приконтурное заводнение.

3. Внутриконтурное заводнение, которое можно разделить на:

а) разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин;

б) блочная система заводнения;

в) очаговое заводнение;

г) избирательное заводнение;

д) площадное заводнение.

Б. Поддержание давления закачкой газа:

1. Закачка воздуха.

2. Закачка сухого газа.

3. Закачка обогащенного газа.

4. Закачка газа при параметрах, близких к критическим.

В. Тепловые методы воздействия.

1. Закачка в пласт горячей воды.

2. Закачка перегретого пара.

3. Создание в пласте подвижного фронта горения.

4. Тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Существуют так же, хотя в очень ограниченных масштабах и другие специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных выше. К этим методам можно отнести закачку различных веществ в пласт, таких как растворители с последующим их проталкиванием сухим газом или водой (закачка сжиженного газа); карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицеллярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью и вытесняющим агентом - водой; газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при давлениях закачки в специальных аппаратах - газогенераторах.

Основное назначение многих из этих методов - не поддержание пластового давления, а повышение коэффициента нефтеотдачи в сочетании с попутным эффектом - частичным поддержанием пластового давления.

Как показывают исследования, объем растворителей при закачке должен составлять от 5 до 15% объема пласта между линиями нагнетания и отбора. Для закачки газа требуются очень мощные компрессорные установки высокого давления (превышающие пластовое), что приводит к большим удельным расходам энергии на единицу добытой нефти по сравнению, например, с закачкой воды. Для реализации перспективного метода - закачки карбонизированной воды и СО2 - необходимы очень большие количества углекислого газа, получение которого в нужных количествах также вызывает большие технические трудности и требует специальных капитальных вложений.

II. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (ППД)

1. Совместимость флюидов и геохимическая характеристика пластов

Совместимость пластовой воды со сточной и пресными водами.

Следовательно, при смешении хлоркальциевой сточной воды с хлоркальциевой пластовой водой, благодаря их совместимости, исключена возможность нарушения ионного равновесия и выпадения осадков в пласте.

Поэтому расчеты на совместимость вод, которые по традиционным требованиям обязательны, во многих случаях оказываются не совсем оправданными.

В первую очередь - это проблема: - сложного геологического строения многочисленных прерывистых маломощных пластов; - непредсказуемого выклинивания нефтесодержащих пластов и пропластков; - несоответствия вскрытия пластов забоями нагнетательных и реагирующих на них эксплуатационных скважин; - сложности согласования темпов отбора и нагнетания жидкости; - различных коллекторских свойств пластов, вскрытых забоями нагнетательных и добывающих скважин; - применения технологий одновременной закачки воды в различные пласты через один забой; - конструкции самого забоя скважин; - способов вскрытия продуктивных пластов при заканчивании скважин бурением; - режима работы пласта; - механизма кольматации пор и заиливания фильтрационных каналов частицами, содержащимися в воде и других флюидах; - методов поддержания приемистости призабойной зоны за счет исключения неэффективных фильтрационных механизмов вытеснения нефти движения закачиваемой жидкости по флюидо-проводящим каналам и трещинам; - высокого сопротивления движения жидкости алевролитов, характеризуемых порами малых размеров и низкой фазовой проницаемостью по закачиваемой воде; - кольматации пор собственными подвижными частицами пласта; - совместимости закачиваемых и пластовых флюидов; - особенностей эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин; - качества ремонтных работ подземного и наземного оборудования всех видов; - применяемых способов повышения нефтеотдачи; - методов осуществления различных вариантов исследований скважин.

Влияние этого объема продуктов коррозии на «заполнение» призабойной зоны при условии невозможности проникновения частиц в пласт очень велико.

Факторы, определяемые свойствами пласта: - пористость, ее виды; размеры каналов в местах сужения; абсолютные размеры поровых каналов; характер распределения пор по размерам; форма поровых каналов; удельная поверхность и размеры частиц, слагающих породу; трещиноватость; степень коммуникативности пор по горизонтали и вертикали; наличие связанной воды; наличие остаточной нефти и соотношение фазовых проницаемостей; гидродинамическая связь между блоками; наличие незакрепленных частиц, играющих роль двухсторонних запирающих клапанов; изменение коллекторских свойств под влиянием давления; естественная деградация (разрушение) пласта; наличие глин и выщелачиваемых минералов; фильность пород; реальная площадь фильтрации.

Несогласованность и отсутствие оценки взаимного влияния технологий бурения, повышения нефтеотдачи, добычи нефти, сбора и транспорта продукции скважин, подготовки нефти, очистки закачиваемых вод, всех видов ремонтных работ на промыслах с режимами закачки и характеристиками пластов

2. Режим работы нефтяных залежей

Обусловливаются характером проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатируемых скважин. Эти режимы определяются: 1)по положению контура (контакта поверхности нефть -- вода) во время разработки и 2) по механизму вытеснения нефти из залежи к забою скважины (см. табл.).

Режим	Механизм вытеснения нефти из пласта к за-боям скважин	Некоторые показатели режимов
Водонапорные а) гравитационно-водонапорный	Напор краевых вод с постоянным или падающим давлением в зависимости от отбора	Дебиты скважин постоянны или уменьшаются медленно. С подступом краевых или подошвенных вод скважины быстро обводняются. Коэффициент отбора 0,5 -- 0,8
б) упруго-водонапорный	Вытеснение нефти под действием упругости нефти, воды и пород коллекторов в результате снижения давления при эксплуатации	Дебиты скважин падают быстро. Коэффициент отбора в крупных залежах небольшой. Для увеличения отдачи необходимо законтурное или блоковое (участковое) заводнение
в) гравитационно-упруго-водо-напорный	Тот же механизм, как и в предыдущем режиме, с добавлением силы тяжести краевых вод, не имеющих связи с дневной поверхностью	Те же показатели, как при режиме “б”
Газонапорный	Проталкивание нефти газом газовой шапки, находящейся под давлением	Дебиты скважин падают в зависимости т увеличения объема газовой шапки над нефтяной залежью. По мере продвижения газовой шапки вниз, в нефтяных скважинах увеличивается газовый фактор и они переходят на чистый газ. Коэффициент отбора 0,4-0,7
Гравитационный	Сила тяжести нефти	Дебиты скважин и пластовые давления не большие. Коэффициент отдачи до 0,4-- 0,5
Растворенного газа	Сила растворенного в нефти газа, находящегося под давлением	Дебиты скважин падают быстро, и одновременно увеличивается газовый фактор. Коэффициент отбора 0,15--0,30. Изменение режима на напорный увеличивает отдачу

По положению контура во время разработки пласта выделяют режим с перемещающимся контуром и режим с ограниченным контуром. Практика разработки нефтяных залежей давно показала, что добыча нефти при использовании только естественных сил воздействия на пласт во многих случаях дает небольшой отбор нефти, находящейся в недрах, ввиду чего на разных этапах разработки м-ний, имеющих небольшие запасы естественной энергии, стали применять различные методы воздействия на падающую энергию пласта.

Размещено на Allbest.ru

...