- •Основы разработки нефтяных месторождений
- •Введение
- •1. Термины и определения
- •1.1. Общие сведения о продукции нефтяных скважин
- •Соотношение между единицами давления
- •Классификация пластовых вод
- •1.2. Горно-геологические параметры
- •Классификация залежей углеводородов
- •2. Обзор свойств пород и движения флюидов
- •2.1. Емкостные свойства коллекторов
- •2.2. Фильтрационные свойства коллектора
- •2.3. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей
- •2.4. Молекулярно-поверхностные явления
- •2.5. Капиллярные явления
- •2.6. Реологические свойства нефти
- •Соотношение между единицами вязкости
- •2.7. Подвижность флюидов в пластовых условиях
- •3. Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения
- •3.1. Процесс разработки месторождений
- •3.2. Режимы истощения пластовой энергии
- •3.3. Газонапорный режим
- •3.4. Водонапорный режим
- •3.5. Гравитационный режим
- •3.6. Смешанный режим
- •4. Классификация и характеристика систем разработки месторождений
- •4.1. Выделение эксплуатационных объектов
- •4.2. Системы разработки в режиме естественного истощения
- •4.3. Системы разработки с искусственным восполнением пластовой энергии
- •4.4. Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой (нефтяных оторочек)
- •4.5. Системы разработки многопластовых залежей
- •4.6. Cистемы разработки с закачкой газа в пласт
- •4.7. Выбор плотности сетки скважин
- •5. Освоение и гидродинамические исследования скважин
- •5.1. Вскрытие нефтяных залежей
- •5.2. Освоение скважин
- •5.3. Гидродинамические исследования скважин
- •5.4. Повышение эффективности извлечения углеводородов из недр
- •6. Подъем нефти на дневную поверхность
- •6.1. Классификация способов подъема
- •6.2. Фонтанная эксплуатация скважин
- •6.3. Механизированная добыча нефти
- •7. Управление процессом разработки месторождения
- •Заключение
- •Оглавление
1. Термины и определения
1.1. Общие сведения о продукции нефтяных скважин
Основными компонентами продукции нефтяных скважин являются нефть, газ и вода. Относительное содержание этих компонентов в разные периоды разработки нефтяных месторождений может колебаться в широких пределах.
Нефть по химическому составу представляет собой сложную природную смесь углеводородов, сочетание которых обуславливает ее физические и химические свойства. В нефти содержится, % по массе: углеводорода – 82-87, водорода – 11,5-14,5, серы – 0,1-7,02, азота – до 2,2 и кислорода – до 1,5. В состав нефти входят многие металлы. Концентрация некоторых микроэлементов (V, Ni, Hg и др.) в тяжелых нефтях и битумах ряда месторождений достаточна для промышленного их извлечения. Зола современных ТЭЦ, работающих на сернистом мазуте, значительно богаче по содержанию ванадия, чем многие промышленные руды.
Основу нефти составляют углеводороды метанового ряда (парафинового) с общей формулой СnН2n + 2 и этиленового ряда (нафтеновой группы) с общей формулой СnН2n. Углеводороды бензольного (ароматического) – СnН2n – 6 и ацетиленового СnН2n – 2 рядов встречаются в незначительных количествах. Теплота сгорания нефти 43,7-46,2 МДж/кг.
Согласно ГОСТу, по процентному содержанию парафина нефти в России подразделяются на три группы:
|
Нефти |
Малопарафинистые |
Парафинистые |
Высокопарафинистые |
|
Содержание парафинов, % |
1,5 |
1,5-6 |
6 |
|
Температура застывания, С |
16 |
15-20 |
20 |
Физические, физико-химические и структурно-реологические свойства пластовой нефти составляют основу для проектирования и регулирования разработки. Значение этих свойств необходимо учитывать при выборе методов повышения полноты извлечения углеводородов из недр.
Плотность нефти является показателем ее качества, поэтому в ГОСТах она является нормируемым показателем и определяется при нормальных условиях (t = 20 C, р = 0,102 МПа).
Плотность – это физическая характеристика, равная отношению массы тела M к его объему V, размерность плотности [] = [M]/[V] = кг/м3.
На XI Нефтяном конгрессе (Лондон, 1983 г.) была рекомендована единая классификация нефтей по плотности, кг/м3:
|
Тяжелая |
Средняя |
Легкая |
|
920-1000 |
870-920 |
870 |
Иногда в практических расчетах используют безразмерную величину относительную плотность нефти – отношение плотности нефти при нормальных условиях к плотности воды при 4 C.
Давление насыщения нефти газом является одним из наиболее важных параметров, характеризующих свойство нефти в пластовых условиях. Под давлением насыщения рн принято понимать наименьшее давление, при котором из жидкой фазы начинает выделяться газовая фаза. Давление насыщения зависит от компонентного состава углеводородов. В отечественной и особенно в зарубежной технической литературе используются различные единицы давления. Их соотношение представлено в табл.1.1.
Таблица 1.1