Общие сведения о продукции нефтяных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Общие сведения о продукции нефтяных скважин

Основу нефти составляют углеводороды метанового ряда (парафинового) с общей формулой С_nН_{2n + 2} и этиленового ряда (нафтеновой группы) с общей формулой С_nН_2n. Углеводороды бензольного (ароматического) - С_nН_2n - ₆ и ацетиленового С_nН_2n - ₂ рядов встречаются в незначительных количествах. Теплота сгорания нефти 43,7-46,2 МДж/кг.

Согласно ГОСТу, по процентному содержанию парафина нефти в России подразделяются на три группы:

нефть скважина пласт газ месторождение

Физические, физико-химические и структурно-реологические свойства пластовой нефти составляют основу для проектирования и регулирования разработки. Значение этих свойств необходимо учитывать при выборе методов повышения полноты извлечения углеводородов из недр.

Плотность нефти является показателем ее качества, поэтому в ГОСТах она является нормируемым показателем и определяется при нормальных условиях (t = 20 C, р = 0,102 МПа).

Плотность - это физическая характеристика, равная отношению массы тела M к его объему V, размерность плотности [] = [M]/[V] = кг/м³.

На XI Нефтяном конгрессе (Лондон, 1983 г.) была рекомендована единая классификация нефтей по плотности, кг/м³:

Иногда в практических расчетах используют безразмерную величину относительную плотность нефти - отношение плотности нефти при нормальных условиях к плотности воды при 4 C.

Давление насыщения нефти газом является одним из наиболее важных параметров, характеризующих свойство нефти в пластовых условиях. Под давлением насыщения р_н принято понимать наименьшее давление, при котором из жидкой фазы начинает выделяться газовая фаза. Давление насыщения зависит от компонентного состава углеводородов. В отечественной и особенно в зарубежной технической литературе используются различные единицы давления. Их соотношение представлено в табл.1.1.

Таблица 1.1

Соотношение между единицами давления

Объемный коэффициент нефти b характеризует отношение объема нефти, занимаемого в пластовых условиях, к объему той же нефти при нормальных условиях. Коэффициент b - величина безразмерная и всегда больше единицы. В нефтепромысловой практике при расчетах используют такой параметр, как коэффициент усадки - величину, обратную объемному коэффициенту нефти.

Нефтяной газ является неотъемлемой частью продукции скважин. Его количество оценивается газовым фактором Г - по объемам извлекаемых газа V_г и нефти V_н, приведенным к нормальным условиям. Различают объемный Г = V_г/V_н = [м³/м³] и массовый Г = V_г/(V_нн) = [м³/т] газовые факторы.

Состав и свойства нефтяного газа зависят от принятой технологии сепарации нефти.

Нефтяной газ состоит из смеси различных углеводородов метанового ряда от С₁ до С₄ и выше. Среди неуглеводородистых газовых веществ встречается азот, углекислый газ, сероводород, водород, аргон, неон и др.

По содержанию углеводородов метанового ряда С₃ и выше нефтяные газы классифицируются на: легкие (до 50 г/м³), средние (50-400 г/м³) и жирные (более 400 г/м³).

В зависимости от количественного содержания в газах сульфида водорода Н₂S, СО₂ и паров воды различают нейтральные и кислые, а также сухие и влажные газы. Остаточное содержание сероводорода в нефтяном газе, используемом в бытовых целях, не должно превышать 0,002 %.

Предельно допустимая концентрация Н₂S в воздухе рабочей зоны 0,01 мг/л.

Вода в различных видах и модификациях, значительно отличающихся по своим физико-химическим свойствам, содержится в нефтяных коллекторах наряду с углеводородами.

Физически связанная вода находится в виде пленок на частицах горных пород и тесно соединена молекулярными силами притяжения. Такую воду называют погребенной, остаточной, реликтовой. Физически связанная вода не перемещается в капиллярах и не может быть добыта обычными способами. Она имеет высокую плотность ( = 1,710³ кг/м³), низкую температуру замерзания (-75 С). Ее можно удалить при нагревании до 105-110 С. Содержание связанной воды колеблется в широких пределах: от нескольких процентов до 70 %. С увеличением количества глинистого материала в породе содержание физически связанной воды возрастает. Количество физически связанной воды необходимо знать для оценки абсолютных запасов нефти и при искусственном воздействии на залежь с целью увеличения нефтеотдачи.

Химически связанная вода входит в состав кристаллической решетки, ее еще называют кристаллизационной. Такая вода характерна для гипса СаSО₄2Н₂О. Как правило, она удаляется при температуре 200-600 С, при этом происходит ослабление или разрушение минерала.

Свободная вода удерживается силами капиллярного поднятия и в виде гравитационной воды, содержащейся в крупных порах и перемещающейся под действием сил тяжести или давления. Свободная вода может притекать к забоям скважин и подниматься на поверхность вместе с нефтью и газом. На практике эту воду называют пластовой.

Пластовые воды относят к сложным псевдостабильным системам, равновесное состояние которых нарушается с изменением пластовых условий. Состав пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью, зависит от геологического возраста, химического состава эксплуатируемого коллектора, физико-химических свойств нефтей и газов, пластовой температуры и давления.

Основные характеристики пластовых вод, учитываемые в технологических процессах, - это плотность, общая минерализация и жесткость (склонность к солеотложению).

Общая минерализация пластовых вод - это количество солей, растворенных в 1 л воды. В зависимости от общего содержания солей и плотности условно выделяют три группы пластовых вод (табл.1.2).

Таблица 1.2

Классификация пластовых вод

В промысловой практике обычно определяют не плотность воды, а степень минерализации, выраженную соленостью. Соленость воды измеряется ариометрами (солемерами), у которых деления выражены в градусах Боме (Be).

Плотность воды определяется по эмпирической формуле

_е = 14,43/144,3 - Ве.

Объем воды при снижении давления увеличивается, а при снижении температуры - уменьшается. Это изменение учитывается объемным коэффициентом b_в, который характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях V_пл к удельному объему ее в стандартных условиях V_ст:

b_в = V_пл/V_ст = _пл/_ст.

Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды подразделяются на следующие виды:

контурные (краевые) - воды в пониженных участках нефтяных пластов, поддерживающие нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности;

верхние контурные (верхние краевые) - нефтеносная часть пласта имеет выход на поверхность и заполнена поверхностными водами;

подошвенные - воды в нижней части приконтурной зоны пласта;

промежуточные - воды, залегающие в пропластках нефтяных или газовых пластов;

верхние - воды, залегающие выше данного нефтяного пласта.

К особым видам относят тектонические и технические воды. Тектонические воды могут поступать по тектоническим трещинам из пластов с более высоким напором. Технологическая вода поступает в залежь при бурении скважин, их ремонте и эксплуатации.

Сточные воды относятся к категории отходов производства на нефтепромыслах и преимущественно состоят из пластовых вод, отделяемых от нефти. К характеристикам сточных вод относят присутствие в них бактерий и органических веществ, которые при определенных условиях могут менять физические и химические свойства воды. Утилизация сточных вод связана с необходимостью достижения определенной степени очистки и подготовки их перед нагнетанием в пласт.

Нефтяные эмульсии - это соединения, состоящие из нефти, воды и газа. При подъеме нефти и понижении давления нефтяной газ выделяется с энергией, которой достаточно для диспергирования капель пластовой воды. Одной из причин эмульгирования газированных обводненных нефтей является энергия турбулентного потока.

В соответствии с принятой классификацией гетерогенных дисперсных систем, нефтяные эмульсии подразделяются на три основные группы (типа):

Эмульсии III типа имеют повышенное содержание различных механических примесей, плохо разрушаются и составляют основу ловушечных (амбарных) нефтей.

Образование эмульсий обусловлено наличием в естественных молекулах поверхностно-активных веществ полярных или неполярных групп. Полярная группа взаимодействует с водой, а неполярная - с нефтью. Если в дифильных молекулах содержится больше полярной группы, то образуются эмульсии прямого типа (см. рисунок, а), если больше неполярной группы - образуются эмульсии обратного типа (рисунок, б).

Специфические особенности водонефтяных эмульсий, свойства которых непрерывно изменяются при сборе скважинной продукции, составляют одну из проблем при подготовке товарной нефти.

2. Горно-геологические параметры

Залежь - это естественное, локальное скопление углеводородов в горных породах с одним или несколькими сообщающимися между собой пластами-коллекторами.

Размещено на http://www.allbest.ru

Тип залежи, который характеризует скопление углеводородов, зависит от фазового состояния и количественного соотношения находящихся в ней нефти, газа и конденсата, а также от пластового давления и температуры (табл.1.3). В процессе разработки компонентный состав и давление в залежи меняются, что может приводить к перераспределению фаз и даже к изменению типа залежи.

Таблица 1.3

Классификация залежей углеводородов

Месторождение включает совокупность расположенных на локальной площади единичных залежей, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам.

Толщина пласта бывает эффективной и общей. Эффективная толщина пласта включает сумму пористых, проницаемых и насыщенных флюидами участков, по которым происходит движение флюидов. Эффективная толщина пласта является одним из важнейших параметров при подсчете запасов углеводородов и разработке проекта эксплуатации месторождения.

Неоднородность пласта - это природная неравномерность емкостных и фильтрационных свойств пласта-коллектора по простиранию и по вертикали. Неоднородность пласта обусловлена в основном литологическим составом и изменчивостью его пористости и проницаемости. Неоднородность пласта необходимо учитывать при обосновании модели эксплуатационного объекта.

Слоистая неоднородность составляет один из наиболее распространенных типов геологической неоднородности, при которой проницаемые слои перемежаются с непроницаемыми глинистыми пропластками. Слоистая неоднородность классифицируется по толщине слоев: тонкая (1-10 см), мелкая (10-25 см), средняя (25-30 см), крупная (40-100 см) и очень крупная (более 100 см).

Учет слоистой неоднородности позволяет обосновывать выделение эксплуатационных объектов в многопластовом разрезе.

Расчлененность пласта характеризуется бессистемным чередованием проницаемых нефтенасыщенных линз и пропластков. Коэффициент расчлененности k_р определяется как отношение общего числа проницаемых пропластков во всех скважинах n к общему числу скважин N:

.

К запасам нефти относятся масса нефти и природных битумов, а также конденсата на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенная к нормальным условиям. По степени подготовленности к разработке запасы нефти делятся на четыре категории: А, В, С₁ и С₂. Первые три категории составляют разведанные запасы, а С₂ - предварительно оценочные.

Все запасы нефти в пласте подразделяются на:

разведанные - это количество нефти, битума, газа и газоконденсата, установленное бурением разведочных и добывающих скважин и подсчитанное по категориям А₁ + В + С; к разведанным запасам относят объемы нефти, которые можно получить применением специальных методов эксплуатации;

балансовые геологические - общее количество полезного ископаемого в залежи;

эксплуатируемые - запасы нефти, разработка которых на данный период экономически целесообразна;

балансовые извлекаемые - запасы нефти, которые могут быть извлечены из недр с использованием современных технологий и технических средств при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды;

потенциально возможные - это суммированные запасы нефти месторождений и залежей, извлечение которых возможно с применением более совершенных методов; размер потенциально возможных извлекаемых запасов нефти может увеличиваться за счет совершенствования известных и создания новых технологий;

прогнозируемые - сумма запасов нефти месторождений и залежей, на которых прогнозируется применение новых технологий нефтеизвлечения;

активные - запасы нефти, вовлеченные в разработку или подлежащие вводу в разработку в ближайшее время;

пассивные - балансовые запасы нефти на объектах разрабатываемых месторождений, которые по экономическим или технологическим причинам не вовлечены в разработку;

текущие - запасы нефти любых категорий, подсчитанные на определенную дату, за вычетом добытых нефти и газа;

остаточные - балансовые запасы нефти, оставшиеся в недрах после завершения разработки месторождения определенным методом;

забалансовые - запасы нефти, разработка которых на данное время экономически не целесообразна или технологически невозможна; в дальнейшем они могут быть переведены в категорию балансовых.

Размер запасов меняется за счет совершенствования технологий, изменения экономических условий добычи нефти и других факторов.

Степень выработки запасов характеризует отношение объема нефти, добытой из залежи, к размеру извлекаемых запасов нефти.

Оценка пространственного размещения начальных и остаточных запасов нефти в неоднородных слоистых и обводняющихся коллекторах необходима для планирования и регулирования разработки.

Нефтеотдача коллекторов - один из важнейших показателей эффективности процесса разработки залежей. Степень полноты извлечения нефти из недр характеризуют коэффициентом нефтеизвлечения (нефтеотдачи). Различают текущий, конечный и проектный коэффициенты нефтеизвлечения.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует отношение добытого количества нефти за определенный период к балансовым ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени при эксплуатации месторождения.

Конечный коэффициент нефтеотдачи определяет отношение извлеченных запасов нефти за весь период разработки к балансовым запасам.

Проектный коэффициент нефтеизвлечения обосновывается и планируется при составлении проектов разработки месторождения.

Коэффициент вытеснения характеризует отношение объема нефти, вытесненной из зоны пласта агентом, к начальному содержанию нефти в этой же зоне.

Литература

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М: Недра, 1990. 427 с.

2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 653 с.

3. Слюсарев Н.И. Гидродинамические исследования нефтяных скважин и пластов: Учебное пособие / Н.И. Слюсарев, А.И. Усов. Санкт-Петербургский горный институт, СПб, 2002. 67 с.

Размещено на Allbest.ru