16.Физические свойства пластовых флюидов.
Высокие давление и температура в пласте сказываются на свойствах находящихся в нем нефти (конденсата), газа и воды.
Прежде всего, в зависимости от термодинамических условий в замкну-
том пространстве пласта происходит изменение соотношения объемов
жидкой и газовой фаз. Количество газа, растворенного в нефти, характеризуется величиной газового фактора, под ко-
торым понимается объем газа, выделяющегося из пластовой нефти снижении давления до атмосферного, отнесенный к 1 м3
или 1 т дегазированной нефти. Для подсчета запасов газа разгазирование производят при стандартных условиях, а для прогнозирования фазовой проницаемости—при пластовой температуре.Давление, ниже которого начинается выделение растворенного в нефти газа, называется давлением насыщения. Его определяют по моменту появления первых газовых пузырьков в однородной до этого жидкой фазе.Основными параметрами нефти, конденсата, газа и воды в пластовых условиях являются вязкость, плотность и параметры, которые влияют на
изменение объема фаз—сжимаемость, объемный коэффициент.
Вязкость—это свойство жидкости или газа оказывать сопротивле-
ние перемещению одних ее (его) частиц относительно других.
Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость.
Динамическую вязкость определяют на основе обработки кривых те-
чения сред.Кинематическая вязкость—отношение динамической вязкости жидкости (газа) к ее (его) плотности. Условная вязкость—отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 20°С.
Вязкость пластовой нефти существенно отличается от вязкости по-
верхностной (дегазированной) нефти, поскольку она содержит раство-
ренный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур.
17.Этапы добычи нефти и газа.
Процесс добычи нефти и газа включает три этапа. Первый—
движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно
создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап—движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап—сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям. В ходе этого этапа нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. В ходе подготовки природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.
18. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Разработка нефтяного или газового месторождения — это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Всякая нефтяная и газовая залежь, обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую, и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.
Силы действующие в пласте
Можно выделить пять категорий сил:
■ силы, вызываемые напором краевых вод
■ силы, возникающие при расширении жидкости (как самой нефти, так и особенно законтурных масс воды) и вмещающей жидкость породы. Расширение жидкости вызывается понижением давления в пласте, обусловленным эксплуатацией нефтяной залежи
■ силы, возникающие при расширении выходящего из растворенного состояния сжатого газа
■ силы, вызываемые напором газовой шапки
■ силы тяжести.
19. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ — комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора. Добываемые нефть и попутный газ на поверхности подвергаются первичной обработке. Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.
20. Разработка нефтяных месторождений без воздействия на пласт
В системах без воздействия на пласт в процессе разработки залежи используют только естественную пластовую энергию. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, характеризующемся незначительным перемещением водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырех- или трехточечной сетке. Когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов
В России системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты в настоящее время применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений
21. Системы разработки с воздействием на пласты
Системы с законтурным воздействием (заводнением). Схема разработки с законтурным заводнением при разработке нефтяного месторождения включает в себя комплекс добывающих и нагнетательных скважин .
Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров Sс и Nкр, т.е. более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии на пласт объясняется:
- получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин;
- возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.
22. СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (http://neftandgaz.ru/?p=927)
Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей.
Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:
1 – освоение эксплуатационного объекта;
2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;
3 ‑ значительное снижение добычи нефти;
4 – завершающая
23. Коэффициент извлечения нефти
Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %).
Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.
Методы повышения нефтеотдачи. Повышение нефтеотдачи - это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора.
- Гидравлический разрыв пласта
- Водонагнетание
- Реагентно-активационное воздействие(РАВ)
24. Фонтанная эксплуатация скважин
Фонтанная эксплуатация, способ эксплуатации нефтяных, артезианских и газоконденсатных скважин, при котором полезное ископаемое под действием пластовой энергии изливается на поверхность. При подъёме нефти и конденсата пластовая энергия складывается из энергии, зависящей от величины гидростатического напора, определяемого забойным давлением, и энергии газа, выделяемого из нефти и конденсата по мере падения давления при движении вверх по скважине потока продукции. Скважины, в которых ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют колонной фонтанных труб (для рационального использования энергии расширяющегося газа). Диаметр труб выбирается в зависимости от ожидаемого дебита, давления, глубины скважины, условий эксплуатации и диаметра обсадных колонн. После спуска в скважину колонны фонтанных труб на устье устанавливается фонтанная арматура и производится обвязка устьевого оборудования. Длительное и бесперебойное фонтанирование скважин в процессе освоения и эксплуатации обеспечивается правильно выбранным режимом её работы. Режим Ф. э. изменяют созданием противодавления в фонтанной ёлке.
25. Газлифтная эксплуатация скважин (http://oilneft.ru/?p=1226)
Газлифтная скважина – это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 9.1). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.
26. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.
Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:
простота ее конструкции;
простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;
удобство регулировки;
возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;
малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;
высокий КПД;
возможность эксплуатации скважин малых диаметров.
Рис. 3.12. Схема установки штангового скважинного насоса
ШСНУ включает:
1. Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.
2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1