1.Использование нефти для различных целей. Основные сооружения для добычи нефти. Плотность основных сортов нефти в РФ в градусах АНИ Нефтяная промышленность является одной из важнейших отраслей народного хозяйства, играющей значительную роль в его развитии. Нефть – это не только топливо для самолетов, автомобилей, речных и морских судов, но и смазочные масла, синтетический каучук, синтетические ткани и материалы, пластмассы и множество других продуктов и материалов, используемых в настоящее время в промышленности и в быту. Около 2000 лет назад было известно о залежах нефти в Сураханах около Баку. Нефть и газ – уникальное химическое сырье для производства : каучука (шины и разнообразные резиновые изделия), Пластмасс (полиэтилен, полипропилен, полистирол, термопласт ), химических волокон и нитей (текстильная промышленность), смазочных масел (индустриальные, приборны, моторные), серы-используется при синтезе многих продуктов (серная кислота, красители ) и получении различных веществ и материалов (резина, удобрения), нефтяного кокса. Сооружения для добычи: Колодцы-1594г.(Н=35м) Балаханский нефтяной промысел - Азербайджан - мастер Аллах-Яр Мамед Нур-оглы (125 колодцев с 1594 по 1826 гг.) Скважины (ударное бурение) Россия 1866 г. Новосильцев А.Н. долина р. Кудако (Н=55м) - первый нефтяной фонтан в России (Q=200 т/сут). Скважины (вращательное бурение) - США 1859г. Э. Дрейк (Н-22,5м) -Пенсильвания (Q=30 бар/сут). 1 баррель=159 литров. 1 баррель=0.1364 тонн нефти (зависит от марки нефти, температуры и плотности )=136.4 кг нефти. Urals российская марка нефтяной смеси (в системе требопроводов «Транснефть») тяжелой, высокосернистой нефти Урала и Поволжья (содержание серы 3 %, плотность 26-28 в градусах API) с легкой западносибирской нефтью Siberian Light (плотность 36,5 в градусах API, содержание серы 0,57%). Urals имеет плотность 860-871 кг/м3 (31-32градуса API, содержание серы 1,2-1,3%). В 1 тонне Urals содержится 7,28 барреля. Brent эталонная марка нефти, добываемой в Северном море. Цена нефти Brent с 1971 г основа для ценообразования около 40% всех мировых сортов нефти. Смесь Brent – легкая малосернистая нефть. Название сорта происходит от одноименного месторождения в Северном море, открытого в 1970 году. Brent образовано от первых букв названий нефтеносных пластов : Broom, Rannoch, Etieve, Ness и Tarbat. Brent имеет плотность 825-828 кг/м3 (38,06 по шкале API, содержание серы 0,37%.) В 1 тонне Brent содержится 7,59 барреля. Градусы API ( Американского нефтяного института ) условная еденица для обозначения уд.в. жидкостей (нефти и ее фракций). В основе шкалы API лежит шкала Боме для жидкостей удельным весом ниже 1,0; она выражается в градусах при температуре 60 F и связана с обычным удельным весом. API dravity=(141,5/SG)-131,5. X’= (141,5/удельный вес при 15,5 ‘C)-131,5. Плотность нефти для основных сортов РФ 820-905,5 кг/м3 (41-24,76 по шкале API)

2. Структура и освоенность извлекаемых запасов нефти в рт. Основные этапы развития нефтедобычи в России

Структура извлекаемых запасов нефти (А+В+С₁) месторождений РТ (с начала эксплуатации). -Активные запасы – 81% от НИЗ;-Трудноизвлекаемые - 19% от НИЗ. 8,9% -запасы высоковязких нефтей μ >30 мПа•с; 5,9% - запасы в коллекторах с К=0,05мкм²; 4,2% - запасы в ВНЗ, карбонатных коллекторах и участках малой (до 2м) толщины. Структура остаточных запасов нефти месторождений РТ. Активные извлекаемые запасы – 20,4%; Трудноизвлекаемые – 79,6%. 39,5% -запасы высоковязких нефтей μ >30 мПа•с; 20,4% - запасы в коллекторах с К=0,05мкм²; 19,5% - запасы в ВНЗ, карбонатных коллекторах и участках малой (до 2м) толщины. Освоенность запасов РТ: Трудноизвлекаемые запасы РТ составляют: – 33,6% НИЗ (начальные извлекаемые запасы); - 79,6 % ОИЗ (остаточные извлекаемые запасы). Накопленный отбор активных запасов – 80,2% НИЗ; Освоенность активных запасов – 92,9% НИЗ; Освоенность трудноизвлекаемых запасов – 45,7% НИЗ Развитие нефтедобычи в России можно разделить на несколько этапов. 1 этап: 1863-1920гг. В этот период добыча нефти в основном связана с Апшеронским п-овом, Сев. Кавказом. Первым сооружением для добычи нефти явились колодцы. Первый такой колодец глубиной 35 м был построен в 1594 году на Балаханском нефтяном промысле в Азербайджане. При этом два человека нагнетали в колодец специальным мехом воздух. В это время другие вытаскивали породу. Люди, находящиеся в колодце все время должны были петь песню, по ней судили, что человек, находящийся в скважине не потерял сознание от недостатка кислорода, работая в среде паров нефти. Колодезный способ был не только тяжел и опасен, но и малопроизводителен. На Апшеронском полуострове было вырыто 125 колодцев, то есть сооружалось в среднем по одному колодцу за два года. В этот период преобладает ударное бурение и добыча нефти желонкой. Появляются работы , заложившие фундамент современного состояния нефтяной отрасли. Этот период связан с именем В.Г.Шухова (газлифт, нефтепровод, танкеры, цистерны, форсунки для сжигания нефти, крекинг нефти) и М.М.Тихвинского (замкнутый цикл газлифта). Национализация нефтяной промышленности начата в 1920 г. 2 этап: 1921-1950гг. Этап является плановым, совершенствуется бурение скв. (ударное – роторное – турб.). Создается новая техника для эксплуатации скв. (ШГН), создаются новые направления в нефтегазопромысловом деле, на базе которых формируются научные коллективы. В этот период формируются след. новые науки: ФНГП, подземная гидрогазодинамика, РНГМ и техника и технологии добычи нефти. В стране функционирует Урало-Поволжский нефтяной регион и разрабатывается программа поисков УВ в Западной Сибири. 3 этап: 1951-1990гг. СССР восстанавливает позиции нефтедобывающей державы. Этап характеризуется автоматизацией и диспетчеризацией объектов добычи и подготовки нефти, развиваются системы искусственного регулирования выработки запасов, в частности ППД, МУН, ОПЗС, ОПЗП.

Широко применяются современные технологии и новые материалы, оборудования на всех стадиях поиска, разведки и разработки месторождений. 4 этап: 1991- наст. вр. Характеризуется акционированием значительной части нефтяного комплекса страны, падением годовой добычи нефти, значительным фондом простаивающих скважин, практически полным прекращением финансирования научных исследований.

3 .Движение ГЖС в вертикальной трубе. Зависимость подачи жидкости от расхода газа в подъемнике. КПД процесса. Удельный расход газа. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения подъемника.

Пузырьковая (тонкодисперсная структура) На участке НКТ, где Р<Рнас, газовые пузырьки, выделяющиеся из нефти, более или менее равномерно пронизывают массу нефти. Газовые пузырьки очень маленькие и имеют большую плотность, поэтому архимедова сила мала. Такая незначительная скорость всплытия в расчетах может не учитываться. Пробковая – в результате снижения давления при движении смеси вверх по трубе, газовые пузырьки расширяются, увеличивают объемное газосодержание потока до 20-25%. В дальнейшем при поступлении новых количеств газа, пузырьки газа сливаются, образуя глобулы больших размеров (несколько см), скорость всплытия – десятки см/с. Это ухудшает энергетические показатели подъема.

Кольцевая – газ с распыленными в нем каплями жидкости движется непрерывным потоком, увлекая по стенкам трубы пленку жидкости. Скорость газа по отношению к жидкости несколько м/с. На возникновение той или иной структуры оказывает влияние: вязкость нефти, наличие в ней различных ПАВ, способствующих диспергации газа в потоке. Устойчивость газожидкостного потока к структурообразованию определяется: динамическим напором. поверхностным натяжением на границе фаз. вязкостью и плотностью фаз. геометрией канала.

Подъем жидкости из скважин всегда сопровождается выделением газа. Для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, необходимо знать законы движения ГЖС в трубах. При всех способах добычи движение ГЖС возможно либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути.

1 – подъемная труба; 2 – трубка для подачи газа; 3 – регулятор расхода газа; Р1 – давл-е в нижн. части трубы; Р2 – давл-е в верхн. части трубы;

Зависимость подачи ГЖП от расхода газа q(V) (левая ветвь кривой крутая, правая - пологая) Для всех точек кривой постоянным является Р1, так как погружение h не изменяется. Для данной кривой её параметром является относительное погружение Ɛ =h/L

ГЖП характеризуется семейством кривых q(V), имеющих параметр Ɛ

Увеличение диаметра требует большего расхода газа, так как объем жидкости, который необходимо разгазировать для достижения заданной величины ρс, возрастает пропорционально квадрату диаметра.Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы

КПД процесса движения ГЖС. Удельный расход газа. Зависимость оптимальной и ма ксимальной подач от относительного погружения подъемника.

К.п.д. будет иметь максимальное значение в той точке, в которой отношение q/V максимально. Но q/V= tgφ. Только для касательной tgφ будет иметь максимальное значение. В точке касания получают оптимальный дебит q опт.

Удельный расход газа V/q=R обращается в бесконечность для точек начала и срыва подачи. Для режима оптимальной подачи при максимальном к.п.д. R минимально.

С увеличением Ɛ: Величины увеличиваются по линейному закону. Величины всегда остаются меньше соответствующих и, вначале с ростом Ɛ увеличиваются, а при 0,5<Ɛ<1 начинают уменьшаться. При Ɛ=1 кривая q(V) выходит из начала координат, т.е =0. Наибольшая величина достигается при Ɛ=0,5-0,6.

4. Факторы, определяющие устойчивость потока ГЖС к структурообразованию. Уравнение баланса давлений в подъемнике и его использование при практических расчетах. Плотность идеальной и реальной ГЖС. Явление скольжения газа

Устойчивость газожидкостного потока к структурообразованию определяется : динаическим напором, поверхностным натяжением на границе фаз, вязкостью и плотностью фаз, геометрий канала. Уравнение баланса давлений в подъемнике. Прямые и обратные задачи при практических расчетах.

При проектировании установок для подъема жидкости из скважин, когда по НКТ движется ГЖС, основным вопросом является определение потерь давления:

Р1 — давление в нижней части трубы;

Рс — давление, уравновешивающее гидростатическое давление столба ГЖС; Ртр — потери давления на преодоление сил трения при движении ГЖС; Рус — потери давления на создание ускорения потока ГЖС, так как его скорость при движении в сторону меньших давлений увеличивается из-за расширения газа; Р2— противодавление на верхнем конце трубы. Уравнение справедливо для всех случаев: короткой и длинной трубы, вертикальной и наклонной и является основным при расчете потерь давления и их составляющих. Прямые задачи: известно давление вверху Р2 и требуется определить давление внизу Р1 или наоборот. При этом все другие условия (длина трубы, ее диаметр, расход поднимаемой жидкости, свойства жидкости и газа) должны быть известны. Обратные задачи: определить расход поднимаемой жидкости q при заданном перепаде давления Р1-Р2. определить необходимое количество газа Г0 для подъема заданного количества жидкости q при заданном перепаде давления Р1-Р2. Во всех случаях необходимо знать слагаемые, входящие в уравнение баланса давления. Решение задач сводится к расчету потерь давления на участках подъемника при заданных параметрах движения (q, d, Г, ρ) и последующем их суммировании. Чем больше n, тем точнее будет такое решение, при n=10-15 достигается достаточная точность.

Если известно давление вверху Р2

Если известно давление внизу Р1

Плотность идеальной и реальной ГЖС. Расходное и истинное газосодержание. Положение кривых  () для реальной и идеальной ГЖС.

fг+fж=f

Плотность ГЖС определится как средневзвешенная

• Истинное газосодержание;

Обозначим V — объемный расход газа; q — объемный расход жидкости; Сг — линейная скорость движения газа относительно стенки трубы; Сж — линейная скорость движения жидкости относительно стенки трубы.

Тогда можно записать следующие соотношения

; ;

После подставления в формулу средневзвешенной плотности ГЖС, выполняя сокращения, получим (*)

В восходящем потоке газ движется быстрее жидкости, так как на него действует архимедова сила выталкивания, обозначим

r- газовый фактор, приведенный к условиям рассматриваемого сечения

Разделив числитель и знаменатель (*) на q и вводя новые обозначения, получим

При

Этот случай соответствует идеальным условиям, при которых образуется идеальная смесь плотностью и.

Плотность реальной смеси

 - увеличение плотности смеси, обусловленное скольжением. Заштрихованная часть графика показывает увеличение плотности ГЖС за счет скольжения газа. При одной и той же относительной скорости газа (а = const) b уменьшается при увеличении расхода жидкости. Вывод — переход на трубы малого диаметра при определенных условиях за счет увеличения Сж уменьшит величину b, а это в свою очередь повлечет уменьшение Поэтому подъем ГЖС может быть осуществлен при меньшем забойном давлении.

Расходное и истинное газосодержание. Плотность идеальной смеси определяется расходным газосодержанием β, а плотность реальной смеси—истинным φ

.

Расходное газосодержание потока ГЖС определяется как отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси V+q:

Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольжение газа и поэтому является отношением площади, занятой газом fг, ко всему сечению трубы f .

При движении ГЖС возможны два предельных случая

1. по трубе движется одна жидкость fг=0, следовательно, φ= fг/f =0.

2.по трубе движется один газ fж=0, β=0.

Физически возможные пределы изменения φ и β 0<φ<1 0<β<1

При отсутствии скольжения газа относительная его скорость равна нулю (а=0), следовательно, Сг<Сж, b=1 и φ= β. Чем больше скольжение, т.е. чем больше а, тем ниже пройдет линия φ(β). φ(β) для идеального подъемника будет являться прямой в виде диагонали квадрата (линия 1). Во всех других случаях при b>1. т.е. при а>0 (Сг> Сж), получим φ<β (линия 2)

Относительная скорость газа и её оценка. Явление скольжения газа.

О тносительная скорость газа (по отношению к жидкости) или

поэтому .

Увеличение скорости газа при неизменном объемном расходе V уменьшает fг и, следовательно, увеличивает fж. В результате плотность смеси увеличивается. Явление скольжения газа (а>0) при неизменных объемных расходах q u V приводит к утяжелению смеси по сравнению с идеальным случаем. Чем больше а, тем больше потребуется давление на забое для поднятия данного количества жидкости.

Относительная скорость газа а зависит от:

• дисперсности газовых пузырьков и структуры движения ГЖС,

• вязкости жидкой фазы,

• разности плотностей газа и жидкости, от которой зависит подъемная сила,

• диаметра трубы,

• газонасыщенности потока ГЖС.

Оценка относительной скорости газа

Проводится экспериментально и составляет основной предмет исследований. Рекомендуется принять φ= 0,833β во всем диапазоне значений β, представляющем практический интерес. Величина β всегда известна, так как расходами V и q либо задаются, либо вычисляют для заданных термодинамических условий.

5. Типичные индикаторные линии при исследовании на СР и причины их искривления. Интерпретация результатов исследований

Опред-ие пар-ров ПЗС и ПЗП (прониц-ть, неоднородность, глинистость, насыщенность); Опред-е св-в флюидов, насыщающих залежь (физич-е св-ва, хим-й состав, давление и t-ра, Рнас, газонасыщенность); Опред-е комплексных пар-ров, хар-щих систему «коллектор—флюид»: (kh/μ; к/μ; β*= (mβж + βн); æ = k/μ∙β)Получение сведений о режиме дренирования: (однофазная или многофазная ф-ция; наличие газовой шапки; расположение ВНК и ГНК); Получение сведений о темпе падения Рпл (или о его изменении).Оценка необх-ти применения искусственного воздействия на залежь в целом или на ПЗС;Опред-е основных хар-к скв-н: коэф-т продуктивности (приемистости); приведенный радиус скважины; максимально возможный и рациональный дебиты скважины; коэф-ты обобщенного уравнения притока.Исслед-е скв-н на стац-ных режимах работыИсследование проводится м-дом установившихся отборов, кот-е хар-ся стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени Рзаб и Ру и дебита скв-ы Q.При исследовании устанавливают режим работы скважины и ожидают его стабилизацию во времени. При этом измеряют Рзаб, Ру , Qн, Qв и Qг, кол-во мех-х примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы. Изменение режима работы скважины зависит от способа эксплуатации:на фонтанной скв изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде;на газлифтной скв изменяют режим закачки рабочего агента - давление и (или) расход; на скв, оборудованной ШСНУ, изменяют длину хода и (или) число качаний на скв, оборудованной УЭЦН (УЭВН) изменяют диаметр штуцера на устье скважины (для высокодеб. скв. с УЭВН), или изменяют число оборотов электродвигателя. Время переходного процесса с одного режима на другой T пер ~ R² / æ R — размер фильтрационной области (радиус контура питания, половина расстояния между скважинами или нечто другое), м; æ— коэффициент пьезопроводности (скорость перераспр. Р по пл.), м2/с. Тпер (от нескольких часов до нескольких суток) зависит от: размеров пласта, расстояния до контура питания, коэффициента пьезопроводности, степени изменения давления. Переходный процесс с одного режима на другой м.б. связан с выд-ем в ПЗС свободного газа (при Pзаб. <Pнас.), а также с реол-ми св-ми нефти Стационарные режимы работы скважины:

Могут существовать только теоретически (т.к. залежь эксплуатируется большим количеством интерферирующих скважин, режимы работы которых также меняются). Не допускается изменение режима работы соседних скважин за несколько часов или суток до начала исследований выбранной скважины. при исследовании скважин на стационарных режимах фактически принимается гипотеза квазистационарности режимов работы. Графическое изображение зависимости Q = f(Pk—Pc) или Q = f(Pc)-индикаторная линия.

Qпотенц. (при Рзаб=0). Типичные индикаторные линии скважин:а)в координатах Q=f(∆P)б)в координатах Q=f(Pзаб). Индикаторные линии могут быть прямолинейными (1), выпуклыми (2) и вогнутыми (3) к оси дебитов.

Форма индикаторной линии зависит от: режима дренирования пласта, режима фильтрации, природы фильтрующихся флюидов, наличия переходных неустановившихся процессов в пласте,фильтрационных сопротивлений, строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт)

Прямолинейная индикаторная диаграмма может быть получена в том случае, когда режим дренирования есть режим вытеснения при движении однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

- приток жид-ти из пл.

В общем виде для всех индик. диагр. Q=Кпр*(Рпл-Рзаб)ⁿ ; n-опред-т тип и режим фильт-ии. n=1 – прям. ИЛ (приток по з. Дарси). Индикаторные диаграммы, выпуклые по отношению к оси дебитов (2) характерны, как правило, для режимов истощения. Причины такой формы - двухфазная фильтрация (нефть + газ). Расчет процесса установившегося движения такой смеси проводится с использованием функций С.А. Христиановича. Индикаторные диаграммы, вогнутые по отношению к оси дебитов (3). Возможны в следующих случаях:увеличения притока при повышении ∆Р за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.; самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижении фильтрационных сопротивлений, либо формировании новых трещин; некачественных результатов исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование.

Интерпретация прямолинейных ИЛ: В зав-ти от урав-я притока (ф-ла Дюпюи). Q= Кпр*(∆P) => Кпр= Q/∆P. 1.Рассчитывается коэффициент продуктивности по любым двум точкам ИЛ:

2.Рассчитывается коэффициент гидропроводности —kh/μ:=> kh/μ=(Кпр*lnR_k/r_c)/(2π) 3.Рассчитывается коэффициент подвижности k/μ: k/μ=(kh/μ)*(1/h) 4.Рассчитывается коэффициент проницаемости системы k.: k= k/μ*μ

5. Рассчитывается коэффициент упругоемкости β^*: β* = mβж + βс 6.Рассчитывается коэффициент пьезопроводности æ: æ = k/μβ* Интерпретация нелинейных ИЛ. Нелинейные индикаторные линии могут быть интерпретированы с использованием двухчленного уравнения фильтрации, записанного с учетом сил инерции:

где ∆Р/∆l - перепад давлений на единицу длины (градиент давления), Па/м; υ — скорость фильтрации, м/с;b — комплексный коэффициент, характеризующий пористую среду и флюид.

выразим скорость фильтрации скорость фильтрации υ- через объемный расход и площадь

F-площадь фильтрации;Q-объёмный расход

Подставим в двухчленное уравнение фильтрацииПолучим следующее выражение:

Введя обозначения, получим двучленное уравнение притока

А, В — постоянные коэффициенты в определенный промежуток времени для каждой скважины =>∆Р = A*Q + B*Q^2…A*Q-потери депрессии на трение при фильт-ии жид. в порист. среде;

B*Q²-инерционные потери. =>∆Р расх-ся на трение и инерцию. Интерпретация изогнутых ИЛ1.Линеаризуют (перестраив.) ИЛ почленным делением нелинейного уравнения на Q =>

b_н показ. переход оп пл. к поверх. усл.

2.Рассчитывают коэффициент продуктивности Кпр= 1/А. Так как численное значение А по результатам исследования известно, вычисляют все характеристики аналогично:3.Рассчитывается коэффициент гидропроводности —kh/μ;. 4.Рассчитывается коэффициент подвижности k/μ;.5.Рассчитывается коэффициент проницаемости системы k.6.Рассчитывается коэффициент пьезопроводности æ = k/μβ* …(β* = mβж + β_п)

Приведенные расчеты справедливы если Рзаб»Рнас (т.е. на заб. и в пл. не происх. выдел. газа). Причины появления сложных ИЛ:

-облитерация – закупоривание пор разруш-ся цементир-м в-вом или мелкими частицами зерен терриген. породы. -2-хфазность течения и наличие отн-х фазховых прониц-тей; -фильтр-ция газиров. жид-ти, фильт-я смесь «нефть-вода». Раз в 3 года провод. Исслед. по изм. Реж.

С ложные ИЛ: а) S-образная; б) S-образная переверн-я; в) серповидная. Причины появления сложных ИЛ. 1. облитерация – закупо-ривание пор (разруш. цементир. в-вом или мелкими частиц. зерен терриг. породы); 2. двухфазность течения и наличие относит. фазовых прониц.; 3. фильтрация газиров. ж-ти, фильтрация смеси «нефть—вода» и др.