Разработка нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А»

Институт урбанистики, архитектуры и строительства

Кафедра «Теплогазоснабжение и нефтегазовое дело»

Направление: 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

(заочная форма обучения)

Контрольная работа

Разработка нефтяных и газовых месторождений

Выполнил: студент 3 курса,

Добровольский Алексей Сергеевич

Саратов 2021



Введение

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. В пособии рассмотрены вопросы эксплуатации нефтяных и газовых скважин, сбора и подготовки нефти и газа на промыслах. Термин «научно обоснованный» означает, что процесс извлечения углеводородов ведется не стихийно, а на основе использования объективных законов природы, которые познаются студентами при изучении естественнонаучных, общеинженерных, гуманитарных, социально-экономических и специальных дисциплин. Целью изучения дисциплины «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» является усвоение студентами 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.

1. Стадии разработки залежей нефти

При разработке нефтяного месторождения (залежи) выделяют несколько временных стадий.

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта; она характеризуется ростом текущей добычи нефти до максимального уровня, увеличением действующего фонда скважин (до 0,6-0,8 от максимального); снижением пластового давления, незначительной обводненностью добываемой продукции. Продолжительность стадии - до 4-5 лет. Резкий перелом кривой текущих отборов нефти в сторону ее выполаживания (выравнивания) свидетельствует об окончании первой стадии. Коэффициент извлечения нефти на первой стадии может достигать 10 %.

Вторая стадия соответствует наиболее высокому текущему уровню добычи нефти, сохраняющемуся в течение некоторого времени (от 1-2 до 5-7 лет, иногда более этого срока). Фонд скважин в течение второй стадии увеличивается до максимального (в основном - за счет резервных скважин). Обводненность продукции увеличивается с темпом от 2-3 до 5-7 % в год. Основная часть фонтанирующих скважин переводится на механизированную эксплуатацию.

Ряд добывающих скважин переводится под нагнетание воды, начинается освоение системы поддержания пластового давления. Небольшая часть скважин из-за высокой обводненности начинает выводиться из эксплуатации.

Коэффициент нефтеизвлечения достигает 10-20 %, а для залежей с длительной по времени «полкой» - до 25-35 %. Отбор жидкости из залежи увеличивается с ростом обводненности, однако текущая добыча нефти с некоторого момента времени начинает постепенно уменьшаться.

Начало третьей стадии соответствует существенному росту темпа снижения текущей добычи нефти при росте обводненности продукции скважин, достигающей к концу стадии 75…85 %. В полном объёме функционирует система поддержания пластового давления. Добывающий фонд скважин уменьшается из-за перевода части скважин в нагнетательный фонд и вывода добывающих скважин из эксплуатации по причине их высокой обводненённости или неудовлетворительного технического состояния. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Продолжительность стадии достигает 10-15 лет и более, коэффициент нефтеизвлечения увеличивается до 10…20 % при высоковязкой и 40…50 % - при маловязкой нефти.

Четвертая (завершающая) стадия характеризуется медленным темпом снижения текущих отборов нефти (темп отбора около 1 % в год от начальных извлекаемых запасов - НИЗ), высокой обводненностью (более 80 %) и медленным ростом ее во времени, существенным уменьшением фонда действующих скважин; продолжительность стадии относительно велика и сопоставима с продолжительностью первых трех стадий, достигая 20 и более лет; отключение добывающих скважин происходит при 98-99 %-ной обводненности; нефтеотдача при эффективной разработке залежей достигает проектной или приближается к ней (обычно скорректированной на заключительных стадиях по величине НИЗ и коэффициенту нефтеотдачи); в течение четвертой стадии из залежей добывают до 15…25 % извлекаемых запасов нефти.

Примерная характеристика показателей разработки приведена в табл. 1.

График разработки нефтяного месторождения показан на рис. 1, где можно выделить окончание первой стадии - 1975 г., второй стадии - 1977 г., третьей - 1984-1985 гг. и остальное время - четвёртая стадия.



Рисунок 1. График разработки Падунского нефтяного месторождения

Таблица 1. Примерная характеристика показателей разработки нефтяного месторождения на конец стадии

Наименование показателей	Единицы измерения	Стадии разработки
		1	2	3	4
Годовой темп отбора нефти	%	0,5	10	3	0,05
Среднегодовая обводнённость	%	1	5	80	98
Отбор от извлекаемых запасов	%	7	15	80	100
Годовой темп отбора жидкости	%	10	15	30	10
Нефтеотдача	Доли един.	0,05	0,1	0,4	0,5
Годовая компенсация отбора жидкости закачкой воды	%	0	15	150	50
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды	%	0	5	140	120
Продолжительность стадии	лет	3	5-10	50	100

Приведенные при описании стадий значения показателей (темпы добычи нефти, коэффициенты нефтеизвлечения и др.) могут существенно изменяться при разработке трещиновато-кавернозных и трещиновато-пористых пластов.

2. Пластовые жидкости и газы, их состав и физико-химические свойства

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Виды пластовых вод:

- подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

- краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

- промежуточные (между пропластками);

- остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Физико-химические свойства пластовых вод

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

. (1)

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)Ч10-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления - уменьшается.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

. (2)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7Ч10-10 - 5,0Ч10-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:

bвг = bв (1+0,05ЧS), (3)

где S - количество газа, растворённого в воде, м3/м3.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

. (4)

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры - увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды - содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

- рассолы (Q>50 г/л);

- солёные (10<Q<50 г/л);

- солоноватые (1<Q<10 г/л);

- пресные (QЈ1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:

- анионов: OH-; Cl-; SO42-; CO32-; HCO3­-;

- катионов: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2+; Ca2+; Fe3+;

- ионов микроэлементов: I-; Br-;

- коллоидных частиц SiO2; Fe2O3; Al2O3;

- нафтеновых кислот и их солей.

Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.

Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).

Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

Жо = Жк + Жнк (5)

Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах на литр .

¬Ё¬Ь , ¬Ё¬Я¬Ь ¬а¬и¬Ц¬Я¬Ъ¬У¬С¬р¬д ¬Ь¬С¬Ь ¬г¬е¬Ю¬Ю¬е ¬Ш¬Ц¬г¬д¬Ь¬а¬г¬д¬Ц¬Ы ¬У¬г¬Ц¬з i-¬н¬з ¬Ъ¬а¬Я¬а¬У (ўІgi ):

, (6)

где mvi - концентрация i-го иона в воде (мг/л);

эi - эквивалент i-го иона.

, (7)

где Мi - молекулярная масса иона;

n - валентность иона.

Ж­о = Sgi (8)

Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:

- очень мягкая вода - до 1,5 мг-экв./л;

- мягкая вода - 1,5-3,0 мг-экв./л;

- умеренно жёсткая вода - 3,0-6,0 мг-экв./л;

- жёсткая вода - более 6 мг-экв./л.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом - добавлением гидроксида кальция Са(ОН)2.

В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО3.

Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН: , где Сн+ - концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды:

- нейтральная (рН=7);

- щелочная (pH>7);

- кислая (p<7).

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворятся в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

или , (9)

где Vж - объём жидкости-растворителя;

a - коэффициент растворимости газа;

Vг - количество газа, растворённого при данной температуре;

Р - давление газа над поверхностью жидкости

К - константа Генри (К=f(a)).

Коэффициент растворимости газа a показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:

. (10)

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти.

Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти.

Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м3 газа СО и СО2 на 1 т воды).

С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры - падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды.

Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости.

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование.

В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и происходит дифференциальное разгазирование.

Коэффициент разгазирования - количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.

При движении газа по пласту наблюдается т.н. дроссельный эффект - уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах.

При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона:

DТ=a·DР, (11)

где DТ - изменение температуры:

a - коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления, температуры);

DР - изменение давления.

Заключение

нефть добыча улавливание

Технологические схемы сбора, транспорта и подготовки продукции скважин были разработаны с учетом объемов добычи нефти и газа, их физико-химических и реологических свойств в соответствии с этими характеристиками определялось число ступеней сепарации газа, отделения и утилизации основного объема пластовой воды, выбиралось количество и конструкция технологического оборудования в системе сбора, транспорта и подготовки нефти. Однако, если сепараторы изначально были герметичными, то резервуары на товарных парках долгие годы оставались негерметичными, являясь основным источником потерь легких фракций нефти за счет испарения через неплотности, имеющиеся по проектным решениям. Система улавливания легких фракций предназначена для герметизации товарных и сырьевых резервуаров с целью исключения безвозвратных потерь углеводородов и их вредного влияния на окружающую среду, в особенности на атмосферу. Этому способствуют: проектирование строительства системы УЛФ, обеспечивающее оздоровление окружающей среды, выполнено с соблюдением действующих стандартов, норм и правил охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов, проектом предусмотрены мероприятия по охране окружающей среды при сооружении объектов системы УЛФ и последующей их эксплуатации.

Используемая литература

1. Зарипов А.Г. Комплексная подготовка продукции нефтегазодобывающих скважин. Том 1 - М.: Издательство МГГУ, 2017.

2. Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Развитие техники и технологий на Туймазинском месторождении. - Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 2020.

3. Степанов Р.В., Булатов Р.Ф. Элементы системы сбора и подготовки нефти, газа и воды в условиях НГДУ "Туймазанефть": Учебное пособие. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2018.

4. Оптимизация давлений сепарации в концевых сепараторах при использовании систем УЛФ./Нефтяное хозяйство.- 2016г.-№1-с.69/Тронов В.П., Шаталов А.Н.

5. Эффективность применения современных систем УЛФ./ Нефтяное хозяйство.- 2019г.-№6-с.52/Хамидуллин Ф.Ф., Шайхутдинов М.Я., Гибадуллин А.А.

6. Зарипов А.Г. Комплексная подготовка продукции нефтегазодобывающих скважин. Том 2 - М.: Издательство МГГУ, 2021.

7. Установки по улавливанию легких фракций углеводородов при хранении нефти и нефтепродуктов на основе машин Стирлинга./Нефтяное хозяйство.- 2019 г.-№2-с.77/Кириллов Н.Г.

8. Тронов В. П. Прогрессивные технологические процессы в добыче нефти. Сепарация газа, сокращение потерь. Казань, ФЭН, 2018.

9. Новая техника по НГДУ "Туймазанефть" за 2021 г.

10. Кабиров М.М., Гумеров О.А. Сбор, промысловая подготовка продукции скважин: Учебное пособие.- Уфа: Издательство УГНТУ, 2017.

Размещено на Allbest.ru

...