Разработка нефтяных и газовых месторождений 8

Консорциум « Н е д р а »

Разработка нефтяных и газовых месторождений

тема: «Изучение основ разработки месторождений нефти и газа»

Задание №1.

1.Пластовые воды. Состав, классификации, 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.

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

Консорциум « Н е д р а »

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 (Q 1 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.

Консорциум « Н е д р а »

n – валентность иона.

Жо = gi

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.

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

Консорциум « Н е д р а »

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.

2.Сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и нефтепромысловых сточных вод.

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь из нефти, газа, воды, взвешенных веществ. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена к дальнейшему транспорту и переработке.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин, доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).

Единой, универсальной системы сбора не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности:

природно-климатические условия, сетку размещения, способы и объём добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей.

Основные факторами, учитываемыми при проектировании системы внутрипластового сбора (с учётом динамики обводнения месторождения), являются:

-начальное давление в системе сбора, группирование скважин

-взаимодействие с системами воздействие на залежь

Консорциум « Н е д р а »

-совместный раздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации газа, взаиморасположение узлов замера, сепарации, откачки

-выбор места создания центрального пункта сбора подготовки нефти, газа и воды, с учётом расположения месторождения в группе или нефтедобывающем районе

-совмещение систем промыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти

Для обоснования и проектирования рациональной системы сбора и предварительной подготовки продукции

нефтяных скважин и выбора необходимого оборудования необходимы следующие исходные данные:

-состав и физико-химические свойства продукции скважин

-состав и производительность существующих сооружений

-план ввода новых нефтяных скважин и их дебит

-действующий фонд нефтяных скважин

-план добычи нефти, газа и воды по месторождению

-план развития мощностей на прирост объёмов добычи нефти, газа и воды

-расстояние от месторождений до центральных пунктов подготовки нефти, размеры месторождений, сетка

скважин

-характеристика рельефных условий местности

-сумма геодезических подъёмов на 1 км трассы, природно-климатические условия и т.д.

Основные функции системы промыслового сбора:

-измерение продукции каждой скважины или при необходимости группы скважин

Консорциум « Н е д р а »

-транспортирование продукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосного оборудования при механическом способе добычи до пунктов подготовки, а при недостаточном давлении – с

использованием ДНС

-сепарация нефти и газа под давлением, обеспечивающим дальнейший бескомпрессорный транспорт

-при добыче высокообводнённой нефти – отделение при сравнительно низких температурах основной массы воды с качеством пригодным для её закачки в пласт

-раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин,

смешивание которой нежелательно

- устьевой и путевой подогрев продукции нафтяных скважин, если невозможен сбор и транспорт при обычных температурах

Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерную установку для определения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Товарная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дополнительного транспорта. Газ после соответствующей подготовки поступает потребителю или обратно на месторождение для подачи на газлифтные скважины. Отделившаяся вода после подготовки по водопроводу закачивается в продуктивные пласты или поглощающие горизонты. При разработке залежи,

работающей на естественном режиме продукцию фонтанных скважин, имеющих на устье давление 0,6Мпа,

предварительно пропускают через сепараторы высокого и среднего или только среднего давления откуда жидкость поступает на ГЗУ, а газ – на ГПЗ.