Размещено на http://www.allbest.ru/

32

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет»

(ФГБОУ ВО «КубГТУ»)

Институт нефти, газа и энергетики

Кафедра нефтегазового дела им.проф. Г.Т.Вартумяна

Направление подготовки: 21.03.01 - «Нефтегазовое дело»

Профиль: «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: «Разработка нефтяных месторождений»

на тему: «Расчет технологических показателей разработки нефтяных месторождений»

Выполнил студент: Карипов Э.Ф. 4 курса

группы:16-ЗНБн-НД-3 зач.кн. 16-ЗНБн-050

Руководитель работы ст.преп. / Н.М.Лешкович/

Краснодар 2020 г.



Реферат

Курсовая работа содержит: 56 страниц, 8 рисунков, 1 таблицу, 30 источников использованной литературы.

КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА, ПЛАСТОВЫЕ ЖИДКОСТИ И ГАЗЫ, ИХ СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА, РАСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И БАЛАНСОВЫХ ЗАПАСОВ, РАСЧЕТ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ, КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ.

В настоящей курсовой работе приводятся теоретическая и практическая части.

В теоретической части проанализированы следующие вопросы:

- Геолого-физическая характеристика объекта разработки;

- Использование математических методов при расчетах разработки.

В практической части приведены и выполнены расчеты:

- Вычисление балансовых запасов нефтяной залежи круговой формы;

- Определение балансовых запасов газа в залежи;

- Схематизация формы залежи;

- Определение продолжительности разработки нефтяной залежи;

- Определение скорости продвижения в пласте водонефтяного контакта;

- Вычисление дебита нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения.



Содержание

пласт нефтяной месторождение газ

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождений нефти и газа

1.1.1 Коллекторы нефти и газа, их характеристика

1.1.2 Пластовые жидкости и газы, их состав и физико-химические свойства

1.2 Запасы нефти и газа в залежах, коэффициенты их извлечения

1.2.1 Расчет геологических и балансовых запасов

1.2.2 Расчет извлекаемых запасов нефти. Коэффициенты извлечения

2. Расчётная часть

2.1 Подсчет запасов нефтяной и газовой залежи

2.2 Схематизация формы залежи

2.3 Определение продолжительности разработки нефтяной залежи

2.4 Определение скорости продвижения в пласте водонефтяного контакта

2.5 Расчет дебита нефтяной скважины

Заключение

Список использованной литературы



Введение

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов (вода, уголь, горючие сланцы, атомная энергия и др.) около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ. Эти богатства земных недр добываются и потребляются в огромных количествах.

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений включает в себя научно обоснованный производственный процесс извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых; процесс проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей, взаимное расположение забоев добывающих, нагнетательных, резервных и других скважин, разбуривание месторождения в соответствии с утверждённой технологической документацией, выработку запасов нефти и газа.

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений является усвоение основных терминов и понятий, применяемых при проектировании, анализе и регулировании разработки нефтяных и газовых месторождений, а также методов и методик расчета и прогнозирования параметров и показателей процесса разработки.

В настоящее время в России в промышленной разработке находятся многие сотни залежей и месторождений. Однако, качество разрабатываемых объектов существенно отличается от того, какое было 30-40 лет тому назад. Гигантские и крупнейшие нефтяные месторождения в значительной мере уже выработаны. Современные более высокие технические возможности разведки позволили открыть много малопродуктивных нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Резко возросло число месторождений с теми или иными сложностями для извлечения запасов нефти, а именно: нефтегазовых и нефтегазоконденсатных, имеющих трещиноватые и трещиновато-поровые нефтяные пласты и содержащих маловязкую высокопарафинистую нефть, застывающую в поверхностных условиях при положительных температурах, и нефти повышенной, высокой и сверхвысокой вязкости. К тому же многие новые месторождения находятся в отдаленных необжитых районах с суровым климатом: север европейской части России, Западная и Восточная Сибирь, Арктический шельф.

За последние 15-25 лет в мире существенно изменилась экономическая ситуация. На мировом рынке резко упала цена на нефть. Нынешние очень большие налоги на добычу нефти в пользу государства экономически ограничивают бурение новых скважин и продолжение эксплуатации обводненных скважин. Кроме того, возросли требования к охране окружающей среды и соответственно экономические затраты на эту охрану.

В таких более трудных экономических условиях должна проявить себя инновационная активность нефтедобывающих компаний. Для осуществления современных комплексных информационно- и наукоемких технологий необходима высокая квалификация инженеров-нефтяников.

Основной почти всех известных применяемых технологий разработки нефтяных месторождений является заводнение, включая сюда влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение, а также технологии с использованием углекислоты, различных полимеров, бактерий, а также закачки углекислоты в нефтяные пласты, все другое в том или ином виде, в том или ином объеме на предприятиях уже применяется или запроектировано к промышленному использованию.

На нефтяных месторождениях по их эксплуатационным объектам необходимо постоянно осуществлять мониторинг извлечения запасов нефти. Для этого по скважинам, по их совокупностям, по участкам и в целом по эксплуатационным объектам надо строить по фактическим данным зависимости дебита нефти и жидкости скважин от накопленного отбора нефти и жидкости, прогнозировать возможные накопленные отборы нефти, сравнивать эти значения с геологическими запасами нефти и выявлять места концентрации невовлеченных в разработку начальных извлекаемых запасов нефти.

В настоящее время основной способ добычи нефти - насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН) [17].

Таблица 1

Распределение числа скважин и добычи нефти в зависимости от способа эксплуатации

Способ эксплуатации	Число скважин, %	Средний дебит, т/сут	Добыча, % от общей
		Нефти	Жидкости	нефти	жидкости
Фонтанный	8,8	31,1	51,9	19,5	9,3
Газлифтный	4,3	35,4	154,7	11,6	14,6
УЭЦН	27,4	28,5	118,4	52,8	63,0
ШСН	59,4	3,9	11,0	16,1	13,1
Прочие	0,1	-	-	-	-



1. Теоретическая часть

1.1 Геолого-физическая характеристика месторождений нефти и газа

1.1.1 Коллекторы нефти и газа, их характеристика

Коллектором нефти или газа называется горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления, т.е. при разработке нефтяной (газовой) залежи. Основными свойствами коллекторов являются пористость, проницаемость горных пород и насыщенность их нефтью, газом или водой [20].

Гранулометрический состав

Под гранулометрическим составом горной породы понимается количественное содержание в ней равных по размеру зерен, составляющих данную породу, его выражают как процентное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце породы. От его состава зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная площадь поверхности, капиллярные свойства и т.д.

Исследования показали, что размер зерен большинства нефтесодержащих пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм. Механический состав породы определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовый анализ применяется для рассева фракций песка размером до 0,05 мм и больше. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации, который основан на различной скорости осаждения зерен разного размера в вязкой жидкости [20].

Пористость

Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор), вмещающих пластовые флюиды (нефть, газ, воду). Различают общую (абсолютную), открытую (связанную) и эффективную пористость.

Общая пористость характеризуется отношением общего объема всех пустот породы, включая поры, связанные и не связанные между собой к объему всей породы. Открытая пористость характеризуется отношением объема сообщающихся пор (пустот) к объему всей породы. Коэффициент открытой пористости используется при оценке геологических запасов нефти в пласте. Эффективная пористость учитывает объем открытых пор, по которым возможно движение жидкости или газа [30].

На основе изложенных определений можно записать:

где: , , - соответственно общая (полная), открытая (сообщающаяся) и эффективная пористость; - объем всех пор (пустот) в горной породе; - объем сообщающихся пор (пустот); - объем пор, по которым возможно движение жидкости и (или) газа; - объем горной породы [19].

Поровые каналы нефтяных и газовых пластов можно разделить следующим образом (по величине поперечного размера):

- сверхкапиллярные - более 0,5 мм;

- капиллярные - от 0,2 мкм (0,2 ^· 10-³ мм) до 0,5 мм;

- субкапиллярные - менее 0,2 мкм.

По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение жидкости под действием гравитационных сил. По капиллярным каналам движение жидкости происходит при значительном участии капиллярных сил (т.е. свободное движение под действием гравитационных сил по таким каналам невозможно). В субкапиллярных каналах из-за влияния поверхностно-молекулярных сил движение жидкости при градиентах давлений, создаваемых в продуктивных пластах, не происходит. Горные породы, поры в которых представлены в основном субкапиллярными каналами, практически непроницаемы для жидкостей и газов. Примеры таких пород - глины, глинистые сланцы.

Пористость породы выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно: пески - 20-25, песчаники - 10-30, карбонатные породы - 10-25 % [19].

Проницаемость

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью).

Эффективная (фазовая) - проницаемость породы для одной жидкости (газа) при наличии в порах другой жидкости (подвижной или неподвижной) или газа. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом.

Относительная - отношение эффективной (фазовой) проницаемости среды к ее абсолютной проницаемости. Относительная проницаемость горной породы для нефти или газа уменьшается при увеличении доли воды в поровом пространстве [19].

С увеличением содержания воды более 20% проницаемость породы для нефти резко снижается, и при водонасыщенности более 80% движение нефти почти прекращается (рис. 1).

В лабораторных условиях проницаемость определяют при фильтрации жидкости или газа через образцы горных пород. Во всех приборах основным элементом является кернодержатель, т.е. зажим для керна, через который пропускается жидкость или газ. При фильтрации замеряется расход рабочего агента в единицу времени и перепад давления по длине керна [20].

Рисунок 1 Зависимость относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности, где: и -соответственно фазовые проницаемости для нефти и воды

Коэффициент проницаемости для нефти и газа определяется соответственно из уравнений:



где: k - проницаемость, м²; Q - объемный расход жидкости, м³/с; м - динамическая вязкость жидкости, Па•с; L - длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости, м; F - площадь поперечного (перпендикулярного к направлению фильтрации) сечения образца, м²; P - перепад давления при фильтрации (разность давлений на входе и выходе образца), Па; - объемный расход газа при атмосферном давлении , м³/с. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация [19].

В Международной системе единиц величины, входящие в формулы для проницаемости, имеют размерности:

В [Q] = м³/c; [м] = Па•с; [L] = м; [F] = м²; [Р] = Па. При Q =1 м³/с, м = 1 Па•с, L = 1 м, F = 1 м² и Р = 1 Па, получим коэффициент проницаемости k = 1 м². Поэтому в системе СИ за единицу проницаемости принимается 1 м².

Эта величина очень большая, и она неудобна для практических расчетов.

В промысловой практике обычно для измерения проницаемости используют размерность мкм², называемую также дарси (Д), или миллидарси (мД). Величина 1 мкм² в 10¹² раз меньше 1 м².

1 мкм² = 1 Д = 10-¹² м²;

1 мД = 10-¹⁵ м² = 10-³ мкм² = 10-³Д.

К проницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым - глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и др. Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем меньше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры в породе.

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широких пределах. Приток нефти и газа наблюдается и при незначительной проницаемости пород (в пределах 0,010-0,020 мкм² = 10-20 мД) до 0,1-2 мкм² = 100-2000 мД [19].

Удельная поверхность

Важной характеристикой горных пород является их удельная поверхность - отношение площади поверхности пор и каналов (или поверхности слагающих породу частиц) к объему горной породы. Чем больше удельная поверхность, тем сильнее проявляются поверхностно-молекулярные силы, оказывая влияние на фильтрацию пластовых флюидов и затрудняя извлечение нефти из продуктивных пластов в скважины. От величины удельной поверхности зависит проницаемость горной породы, ее адсорбционная способность, содержание связанной воды и др.

По данным лабораторных исследований, величина удельной поверхности горных пород может достигать очень больших значений - до 100-200 тыс. и более.

Определение удельной поверхности для реальных пород является сложной задачей из-за очень сложной микроструктуры. Для так называемого фиктивного грунта, сложенного шарообразными частицами, удельная поверхность () может быть определена по формуле:

Где: пористость m - в долях единицы; проницаемость k - в метрах квадратных.

Горные породы с больше 200 тыс. (глины, глинистые сланцы, глинистые пески) являются практически непроницаемыми для нефти и газа [13].

Насыщенность горных пород

Насыщенность горных пород показывает, какую часть порового объема занимает та или иная фаза (нефть, вода, газ). Коэффициент нефтенасыщенности - это отношение объема пор, заполненных нефтью, ко всему объему сообщающихся пор. Величина нефтенасыщенности пластов колеблется в довольно широких пределах (от 55 до 95 %) [13].

Природный резервуар, залежь, месторождение

Вместилище для нефти, газа и воды в породах-коллекторах, окруженных проницаемыми или непроницаемыми породами, называют природным резервуаром. Верхняя часть такого резервуара, где скапливается нефть и газ, называют ловушкой. Значительное, пригодное для промышленного освоения скопление нефти или газа в ловушке природного резервуара называют залежью с напором краевых вод (рис. 2).

Совокупность залежей, связанных одним участком земной поверхности, называют месторождением [15].

Нефть

Рисунок 2 Схема строения залежи с напором краевых вод

Неоднородность коллекторов и коллекторских свойств

Пласты горных пород-коллекторов нефти и газа неоднородны по площади распространения и по разрезу, отличаясь по составу, структуре и коллекторским свойствам. Неоднородность коллектора и его свойств оказывает существенное, нередко определяющее влияние на полноту вытеснения нефти из продуктивных пластов в скважины, т.е. на нефтеотдачу пластов при их разработке.

Изучение неоднородности пород в пределах залежей нефти и газа необходимо при подсчете запасов углеводородов, проектировании, анализе разработки и контроле за воздействием на пласт. В процессе изучения неоднородности выделяются работающие и неработающие части разреза в каждой добывающей и нагнетательной скважине, оцениваются доли объемов залежи, характеризующихся разной продуктивностью, выявляются пути поступления в залежь воды (пластовой или закачиваемой) и др.

Для характеристики неоднородности пластов по разрезу используются следующие показатели:

- коэффициент расчлененности:

Где: - число прослоев-коллекторов, вскрытых в i-й скважине; n-число скважин;

- коэффициент песчанистости:

где: - эффективная (нефтенасыщенная, работающая) толщина пласта в отдельной скважине; - общая толщина пласта в той же скважине; n - число скважин. Совместное использование и позволяет составить представление о неоднородности разреза: чем больше и меньше , тем выше неоднородность [11].

Для характеристики неоднородности пласта по площади используется показатель дисперсии, с помощью которого оценивается пространственная выдержанность пластов:

,

где: w = , где: n1 - число скважин, вскрывших коллектор; n - общее число пробуренных скважин. Чем ближе значение w к единице, тем выше степень однородности коллектора по площади. При высокой неоднородности коллекторов необходимо увеличивать плотность сетки скважин [11].

1.1.2 Пластовые жидкости и газы, их состав и физико-химические свойства

Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество тяжелых углеводородов растворяется в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти незначительно, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти, и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии. В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются:

- на чисто газовые, содержащие природные газы;

- газоконденсатные;

- газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);

- нефтяные (с различным содержанием растворенного попутного нефтяного газа) [19].

Нефть - горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой С_nН_2n+2; нафтеновые - С_nН_2ni; ароматические - С_nH_2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈ и бутан С₄Н₁₀), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии. Пентан С₅Н₁₂, гексан С₆Н₁₄ и гептан С₇Н₁₆ неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С₈Н₁₈ до С₁₇Н₃₆ - жидкие вещества. Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода - твердые вещества (парафины). В нефти содержится 8287 % углерода, 1114 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Основной показатель товарного качества нефти - ее плотность () (отношение массы к объему), по ней судят о ее качестве. Легкие нефти наиболее ценные [16].

Плотность (объемная масса) - масса единицы объема тела, т.е. отношение массы тела в состоянии покоя к его 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. 3) [16].



Рисунок 3 Ареометр АНТ - 2 для измерения плотности жидкости с футляром

Вязкость - свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Зависит она от силы взаимодействия между молекулами жидкости (газа). Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости (). 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 [16].

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^оС 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 24 раза, а с повышением температуры резко уменьшается [16].

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^oС [16].

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного, плотность от 730 до 9801050 кг/м³ (плотность менее 800 кг/м³ имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: на долю легких нефтей (с плотностью до 870 кг/м³) в общемировой добыче приходится около 60% (в России - 66%), на долю средних нефтей (871970 кг/м³) в России - около 28%, за рубежом - 31%; на долю тяжелых (свыше 970 кг/м³) - соответственно около 6% и 10%. Вязкость изменяется в широких пределах (при 50^oС 1,2 55·10^-6м²/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ) [16].

Другое основное свойство нефти - 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.

При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти _н колеблются в пределах 0,414,0 ГПа^-1, коэффициент _н определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти [16].

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 5060%). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом «в». 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, т.е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями [16].

Усадка - И = · 100%.

Важной характеристикой нефти в пластовых условиях является газосодержание - количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти. 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 [16].

Газы нефтяных и газовых месторождений и их физические свойства

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 ряда С_nН_2n+2, т.е. из метана СН₄ и его гомологов - этана С₂Н₆, 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 [19].

Физическая характеристика газов нефтяных и газовых месторождений

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^оС плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см³ (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^oС) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,61,1 [19].

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле:

S = ?P^b,

где: S - объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р - давление газа над жидкостью, _ коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 МПа; b - показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение и b зависят от состава газа и жидкости [13].

Рисунок 4 Растворимость углеводородных газов в жидкости

Коэффициент растворимости для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 511 м³/м³ на 1 МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,80,95.

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. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом [16].

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0^oС 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 [19].

Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1^оС. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м³ [19].

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания 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/м³ и является основным показателем, характеризующим газ или топливо [19].

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 [19].

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 4,7 МПа, а критическая температура _ 82,5^oС [19].

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 [15].

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 23^oС [19].

Состав и некоторые свойства вод нефтяных и газовых месторождений

Пластовые воды являются обычным спутником нефти. Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов в породе соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой (рис. 5) [16].

Рисунок 5 Распределение жидкостей и газов в породе нефтегазоносных залежах

Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной [16].

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т.е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи [20].

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:

где: _в - коэффициент водонасыщенности; V_в - объем воды в породе; V_п _ объем пор [20].

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом водонасыщенности:

где: _н - коэффициент нефтенасыщенности; V_н - объем нефти в породе [10].

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 2030% этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 3540% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м³ в пресной воде до 80 кг/м³ в сильноминерализованных водах и до 300 кг/м³ в рапах.

Наиболее характерным признаком для распознавания вод является их химический состав [20].

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи [20].

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO₄), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора [20].

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные.

На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную соленость».

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры [20].

Коэффициент сжимаемости воды, т.е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10^-5 5·10^-5 1/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость [15].

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом [20].

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную) [19].

Вязкость пластовой воды при 20^oС составляет 1 мПа·с, а при 100^oС - 0,284 мПа·с.

1.2 Запасы нефти и газа в залежах, коэффициенты их извлечения

1.2.1 Расчет геологических и балансовых запасов

Количество нефти и газа в залежи, границы которой определены или заданы на основании каких-либо данных, составляют геологические запасы. Аналогичным образом могут быть определены геологические запасы природного газа [2].

Наиболее распространенный метод подсчета геологических запасов углеводородов - объемный. Для нефтяной залежи объемный метод основан на определении геометрического объема залежи, объема порового пространства, коэффициента начальной нефтенасыщенности пород, объемного коэффициента нефти. Запасы нефти т, геологические и балансовые определяются по формуле:

где: F - площадь нефтеносности, м²; h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; m - среднее значение коэффициента открытой пористости, доли ед.; - среднее значение коэффициента начальной насыщенности пород нефтью, доли ед; - плотность дегазированной нефти, кг/м³; - коэффициент усадки нефти (пересчетный коэффициент), = , где b - объемный коэффициент пластовой нефти, равный отношению объема единицы массы нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти на поверхности (дегазированной нефти), доли ед [3].

Запасы растворенного нефтяного газа м³, определяются по формуле:

где: - газонасыщенность (количество растворенного газа) пластовой нефти, ; - объем нефти в пласте, [1].

Для газовой залежи объемный метод имеет такую же основу, что и для нефтяной залежи, т.е. определяется объем газа () в залежи при начальных пластовых (давление, температура) условиях:

,

где - коэффициент насыщенности пород газом, доли ед [5].

Для определения объема газа в поверхностных условиях () пластовый объем приводится к атмосферному давлению и стандартной или нормальной температуре:

где: и - начальные пластовые давление и температура; Р и - атмосферное давление и стандартная (293 К (20 °С)) температура; и - коэффициенты сверхсжимаемости газа при стандартных (Р; ) и пластовых (; ) условиях. Можно принять ? 1, для определения следует применить специальные графики или расчетные зависимости [5]. Для газоконденсатного месторождения (залежи) вместе с запасами газа определяются запасы газового конденсата, т:

где: - содержание конденсата в газе, ; - плотность газового конденсата при стандартных условиях, [5].

Часть геологических запасов нефти или природного газа по ряду причин может быть не вовлечена в процессы разработки, что учитывается при расчете и утверждении в Центральной комиссии по запасам (ЦКЗ). Поставленные на государственный баланс запасы называют балансовыми [4].

1.2.2 Расчет извлекаемых запасов нефти. Коэффициент извлечения

Не все балансовые запасы нефти или природного газа могут быть извлечены из залежей при существующих технологиях их разработки. Например, значительная часть нефти не вытесняется из капиллярных и тем более субкапиллярных каналов (пор). Чем выше неоднородность продуктивных пластов и чем в большей мере проявляются при разработке залежей капиллярные и другие силы, препятствующие продвижению нефти или газа к забоям добывающих скважин, тем меньшая часть углеводородов может быть извлечена из продуктивных пластов [3].

Извлекаемые запасы нефти определяются из выражения:

Нефтеотдача или газоотдача есть степень полноты извлечения нефти или природного газа из залежей. Коэффициент нефтеотдачи, или нефтеизвлечения (КИН), равен отношению извлеченного количества нефти к ее геологическим (балансовым) запасам. Таким же образом, но по отношению к природному газу, определяется коэффициент газоотдачи. В общем случае КИН зависит от трех групп факторов:

- от особенностей геолого-физических характеристик залежей, включающих строение залежей и параметры пластов (тип коллектора, проницаемость, толщина, неоднородность пласта, величина водонефтяной зоны, вязкость нефти и др.);

- от технологических факторов - от реализуемой системы разработки конкретной залежи, на которой в процессе разработки могут применяться системы, от естественного проявления процессов при добыче нефти до новейших методов повышения нефтеизвлечения (режима работы пласта, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами и рядами, плотности сетки скважин, применение методов повышения нефтеотдачи);

- от технико-экономических показателей - реализуемой системы разработки (экономического состояния и развития отрасли и страны в целом, удаленность от экономически развитых районов, транспортной обеспеченностью, наличием человеческих ресурсов и др.).

Коэффициент извлечения нефти КИН равен произведению коэффициента вытеснения () на коэффициент охвата () [3].

Коэффициент вытеснения равен отношению объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной (длительной) промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т.е. при обводнении выходящей продукции практически до 100 %. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между коэффициентом вытеснения и проницаемостью пласта прослеживается тесная корреляционная связь [6].

Коэффициент вытеснения нефти водой или какими-либо реагентами зв определяется несколькими способами. Наиболее достоверный, но вместе с тем трудоемкий метод получения результатов - по лабораторным исследованиям процесса вытеснения нефти на моделях, составленных из реальных образцов керна продуктивных пород и с использованием нефти конкретного месторождения. Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, определение значений должно производиться на образцах, равномерно освещающих залежь или продуктивный пласт с реальным диапазоном изменения коэффициента проницаемости. Для высокопроницаемых пластов коэффициент вытеснения может достигать 0,8-0,90, в малопроницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше [6].

Широко используется метод оценки коэффициента вытеснения по эмпирическим формулам, полученным для объектов разработки Пермского края:

- терригенный коллектор:

- карбонатный коллектор:

где: - проницаемость, мкм²; - вязкость нефти, мПа•с.

Коэффициент вытеснения при разработке залежи можно также оценить по геофизическим исследованиям путем сопоставления и анализа результатов начальной и текущей нефтенасыщенности пород, т.е. по степени выработки участков рассматриваемого продуктивного пласта после его длительной эксплуатации [9].

Коэффициент охвата залежи процессом вытеснения нефти представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта. По разным причинам (неоднородность продуктивных пластов, особенности системы разработки, точечное расположение источников и стоков - забоев нагнетательных и добывающих скважин и др.) часть объема пласта не участвует в вытеснении нефти, что учитывается данным коэффициентом [7].

Коэффициент охвата входит в формулу по определению КИН и представляет собой произведение ряда коэффициентов, таких как коэффициент сетки скважин, коэффициент заводнения или коэффициент использования подвижных запасов нефти, коэффициент, учитывающий вязкость нефти и предельную обводненность, коэффициент учитывающий неоднородность коллектора, коэффициенты, учитывающие потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах, коэффициент, учитывающий потери нефти в невырабатываемых зонах [7].

Для определения КИН существует несколько методик. Академиком А.П. Крыловым предложено выражение, учитывающее зависимость коэффициента извлечения нефти (КИН) от геолого-физических и технологических факторов:

КИН

где: - коэффициент вытеснения нефти из порового или порово-трещинного пространства горных пород водой или другими агентами; - коэффициент охвата горной породы (пласта) процессом вытеснения; - коэффициент сетки скважин (учитывает, что часть объема нефтенасыщенных горных пород не участвует в процессе вытеснения); - коэффициент заводнения или коэффициент использования подвижных запасов нефти (учитывает полноту извлечения из залежи подвижных запасов).

Произведение выделяет в общих (геологических) запасах долю подвижной нефти; коэффициент показывает, какая доля этих подвижных запасов может быть извлечена из пластов в период разработки залежи. При неравномерном продвижении фронта вытеснения нефти водой обводнение скважин происходит не мгновенно до 100 %, а постепенно. По экономическим соображениям эксплуатация добывающих скважин прекращается при достижении 100% обводненности. После прорыва воды в скважины часть подвижных запасов остается неизвлеченной [7].

...