Основы нефтегазопромыслового дела-1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО «Удмуртский государственный университет»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

Контрольная работа по дисциплине: «Основы нефтегазопромыслового дела»

Ижевск 2014г.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Содержание

1.Происхождение нефти и газа. Основные гипотезы. 1.1 Происхождение нефти.

1.2 Происхождение газа.

2.Полимерное воздействие на пласт. Технология холоднополимерного(ХПВ) и термополимерного воздействия(ТПВ). Эффективность методов.

2.1Технология термополимерного воздействия(ТПВ) на пласт.

2.2Технология холоднополимерного воздействия(ХПВ) на пласт.

3. Борьба с отложениями парафина при эксплуатации скважин штанговыми насосами.

Список литературы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. Происхождение нефти и газа. Основные гипотезы.

1.1 Происхождение нефти.

Вопрос о происхождение нефти имеет не только познавательное, но и большое практическое значение.

В развитии взглядов на происхождение нефти выделяют 4 этапа:

-донаучный период;

-период научных догадок;

-период формирования научных гипотез, связанный с началом развития нефтяной промышленности;

-современный период.

Ярким примером донаучных представлений о происхождении нефти являются взгляды польского натуралиста каноника К. Клюка, который жил в

18-ом веке. Он считал, что нефть образовалась в раю и является остатком той благодатной жирной почвы, на которой цвели райские сады. Но после грехопадения Бог решил наказать человечество и уменьшил урожайность земли, удалив из неё жирное вещество. Одна часть жира испарилась под влиянием солнца, а другая опустилась вглубь Земли.

В период научных догадок Ломоносов М.В. высказал мысль о том, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких темпертур.

С началом развития нефтяной промышленности вопрос о происхождении нефти приобрел важное значение. Это дало мощный толчок к появлению различных научных гипотез.

В 1866г. французский химик М. Бертло предположил, что нефть образовалась в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. А другой французский химик Г. Биассон в 1871г. выдвинул идею о происхождении нефти в результате взаимодействия воды, углекислого газа,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

сероводорода с раскаленным железом. Эти гипотезы являются первыми

представителями неорганической теории происхождения нефти и газа.

В1888г. немецкий химик К. Энглер выдвинул свою гипотезу происхождении нефти. Он нагревал жиры морских животных при давлении 1Мпа до температуры 320-400 градусов по Цельсию и получил нефтеподобные продукты. Эта гипотеза о происхождении нефти из органического вещества.

Внастоящее время сформировались две теории происхождения нефти:

органическая и неорганическая.

В основе современных взглядов на происхождение нефти лежат положения,

сформированные академиком И.М. Губкиным в 1932г. в его книге «Учение о нефти». Он считал, что исходным материалом для образования нефти является органическое вещество морских илов, которое состоит из растительных и животных организмов. Его накопление на дне морей происходит со скоростью до 150 грамм на один квадратный метр в год.

Старые слои довольно быстро перекрываются более новыми. Это предохраняет органику от окисления. Первоначальное разложение животных остатков происходит без доступа кислорода под действием анаэробных бактерий. Этот пласт, образовавшийся на морском дне, опускается в результате общего прогибания земной коры, которое характерно для морских бассейнов. По мере погружения осадочных пород давление и температура в них повышаются. Это приводит к преобразованию рассеянной органики в диффузно рассеянную нефть. Наиболее благоприятны для нефтеобразования давления 15-45 Мпа и температуры 60-150 градусов Цельсия, которые существуют на глубинах 1,5-6 километров. Под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы, по которым она мигрирует к месту образования залежей.

Сторонники неорганической теории считают, что нефть образовалась из минеральных веществ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Среди гипотез неорганического происхождения нефти широкую известность

внашей стране получила гипотеза Д. И. Менделеева, доложенная им в 1876 г.

вРусском химическом обществе. Известные в то время месторождения нефти (район Баку и Пенсильвания в США) располагались параллельно горным хребтам вблизи зон разломов.

Опираясь на эти факты, Д. И. Менделеев считал, что вода, проникая по разломам в глубинные недра Земли, вступает во взаимодействие с карбидами металлов. Образовавшиеся таким образом углеводородные пары по тем же разломам поднимаются к верхним частям земной коры, где концентрируются, образуя скопление нефти. Вместе с тем лабораторными исследованиями он доказал возможность образования углеводородов путем взаимодействия воды с карбидами металлов.

В 1889 г. свою космическую гипотезу в Московском обществе испытателей природы изложил В. Д. Соколов. Сущность ее сводилась к следующему: а)

запасы углерода и водорода в небесных телах, в том числе и в земной коре огромны; б) образующиеся из них углеводороды, возникая при одинаковых космических условиях, появляются в составе небесных тел в ранней стадии развития; в) на Земле они возникли таким же путем, как и на других небесных телах, образовав тем самым определенный запас, который в значительной степени был поглощен магмой; г) при последующем охлаждении магмы происходило выделение из нее углеводородов и миграция их к тектоническим трещинам; д) подвергаясь конденсации в поверхностных слоях литосферы, углеводороды дают основной материал для образования различных битумов.

Эти гипотезы не получили широкого распространения и в начале XX в. были практически отвергнуты выдающимися работами Н. И. Андрусова, А. Д.

Архангельского и И. М. Губкина. Однако начиная с 50-х гг. идея неорганического происхождения нефти вновь была выдвинута советскими исследователями Н. А. Кудрявцевым, Б. Н. Кропоткиным, В. Б.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Порфирьевым и др., а также зарубежными учеными К. Мак-Дерматом, Ф.

Хойлем и др.

1.2 Происхождение газа.

Метан всегда имеется в составе нефти. Значительное количество метана растворено в пластовых водах на глубине 1-5 км. Метан в определенных количествах присутствует в водах рек, озер и океанов, в атмосфере и т.д.

Основное содержание метана наблюдается в осадочных и изверженных породах. В настоящее время известно несколько процессов образования метана:

-биохимический;

-радиационно-химический;

-метаморфический;

-термокаталитический;

-механо-химический;

-космогенный.

Биохимический процесс образования метана происходит в илах, почве,

осадочных горных породах и гидросфере, в результате жизнедеятельности бактерий из органических соединений (белков, клетчатки, жирных кислот)

образуется метан.

Радиационно-химический процесс образования метана проходит при воздействии радиоактивного излучения на углеродистые соединения.

Метаморфический процесс образования метана проходит с преобразованием угля под воздействием высоких температур (500° С) в

углерод.

Термокаталитический процесс образования метана заключается в преобразовании в газ органического вещества осадочных пород под действием высоких температур и давления в присутствии глинистых

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

минералов. Важную роль в этом процессе играют катализаторы-

алюмоселикаты, входящие в состав глинистых пород, а также микроэлементы и их соединения.

Механо-химический процесс образования метана происходит в образовании углеводородов из органического вещества (угли) под воздействием механических нагрузок, когда на контактах зерен минеральных пород образуются высокие напряжения, энергия которых участвует в преобразовании органического вещества.

Космогенный процесс образования метана согласуется с гипотезой образования нефти В. Д. Соколова. Считается, что основная масса метана газовых месторождений имеет термокаталитическое происхождение и образуется он на глубине от 1 до 10 км. Значительная часть метана имеет биохимическое происхождение и образуется на глубинах 1-2 км.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. Полимерное воздействие на пласт. Технология холоднополимерного(ХПВ) и термополимерного воздействия(ТПВ).

Эффективность методов.

2.1 Технология термополимерного воздействия(ТПВ) на пласт.

Разработка месторождений с нефтями повышенной и высокой вязкости методом традиционного заводнения, особенно в трещиноватых коллекторах,

как правило, приводит к низким коэффициентам нефтеизвлечения (0,25-0,27).

Теоретическое и экспериментальное изучение механизма вытеснения нефти водой во ВНИИ и ИГиРГИ показало, что низкие текущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при заводнении залежей нефти повышенной и высокой вязкости связаны, прежде всего, с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов, с самого начала заводнения развивается явление вязкостной устойчивости - вода в виде языков различной формы и размеров проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом не вытесненные целики нефти.

Устойчивого, более равномерного продвижения водонефтяного контакта

(ВНК) можно достигать за счет снижения отношения вязкости нефти и закачиваемого агента. Достигается это за счет увеличения вязкости закачиваемой воды (загущения) полимерным добавками. Известно, что использование полимерных растворов увеличения нефтеизвлечения из пластов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, дает хорошие результаты, если коллектор нефтяного пласта является терригенным, а также в карбонатных коллекторах при небольшой их трещиноватости.

Однако значительные запасы нефти повышенной и высокой вязкости содержатся в карбонатных коллекторах, обладают повышенной кавернозностью и сильно развитой трещиноватостью. К подобному типу залежей относится черепецкий горизонт турнейского яруса Мишкинского нефтяного месторождения в Удмуртии. Залежь нефти приурочена к пластам с трещиновато-поровыми коллекторами, содержащими нефть высокой

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вязкости - 78 мПа-с - в пластовых условиях. В большинстве скважин прослеживаются среди пористых плотные разности известняков толщиной от 0,8 до 8 м. Общая толщина залежи нефти в турнейском ярусе 36 м. Проницаемость коллектора 0,213 мкм, пористость 16,4%, начальная нефтенасыщенность 88,0%. Нефть тяжелая, высоковязкая, содержание парафина в нефти - 6%, и асфальтенов - 20-25%. Давление насыщения нефти 9,5 МПа, газонасыщенность - 7 м3/т. Средняя плотность нефти в пластовых условиях равна 0,91 г/см . Начальные геологические запасы 43,6 млн. т. Глубина нефтяной залежи 1500 м. На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований авторами создан и внедрен принципиально новый, высокоэффективный, комбинированный метод - метод (технология) термополимерного воздействия (ТВП) на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-пористым коллектором. Патент РФ № 860553 «Способ разработки нефтяной залежи, приуроченной к разнопроницаемому пласту (технология — ТПВ)», приоритет от 19.06.79 г. (Ю.В. Желтов, В.И. Кудинов). Промышленное внедрение этого метода проводится с 1976 по настоящее время (2004 г.) на черепецком горизонте Мишкинского нефтяного месторождения Удмуртии.

Перед проведением промышленных испытаний технологии ТПВ на Мишкинском месторождении были проведены под руководством профессора Ю.В. Желтова и д.т.н. Г.Е. Малофеева в лабораторных условиях на опытной установке исследования тепло-физических свойств полимерных растворов при различных температуре и давлении.

Исследовались теплофизические свойства растворов порошкообразного полиакриламида (ПАА) японского производства марки РДА-Ю20, приготовленных на воде. Исследования проводились в диапазоне концентрации ПАА 0,02-0,1% по сухому порошку, в интервале температур t = 20-90°С и давлений Р = 0,1-20 МПа. Результаты исследования показали, что коэффициенты тепло- и температуропроводности полиакриламида в диапазоне концентраций 0,02-0,1% ниже соответствующих коэффициентов для воды на 17-27%. С ростом давления от 0,1 до 20 МПа происходит

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

незначительное (менее 5%) повышение значений коэффициентов тепло- и

температуропроводности растворов ПАА. При повышении температуры раствора с 20 до 90° С наблюдается рост значений коэффициентов в тепло- и

температуропроводности на 12-26% во всем диапазоне концентраций и давлений. Исследованные водные растворы ПАА представляют собой водные растворы высокомолекулярного соединения, состоящие из ассоциантов молекул ПАА и воды. Наличие в растворе ассоциантов ПАА,

связывающих молекулы воды, приводит к замедлению диффузии и, как следствие, к снижению скорости протекания тепловых процессов. Этим объясняется существенное различие (17-27%) между коэффициентами тепло- и температуропроводности водных растворов ПАА и воды,

используемой для их приготовления при малых концентрациях ПАА.

Дальнейший рост концентрации полиакриламида в растворе незначительно влияет на физические характеристики раствора.

Основные результаты комплекса проведенных экспериментальных исследований технологии ТПВ сводятся к следующему:

1) Горячий полимерный раствор является более эффективным нефтевытесняющим рабочим агентом, чем горячая вода и водный полимерный раствор, как в однородных по строению пластах, так и во всех изученных видах пластов неоднородного строения (слоисто-

неоднородных, трещиноватых, трещиной поровых).

2) Вязкость растворов полиакриламида одинаковой концентрации,

приготовленны на минерализованной воде, ниже вязкости растворов,

приготовленных на пресной (дистиллированной воде). Для химического состава вод, применяемых для закачки ПАА на промыслах Удмуртии,

снижение вязкости при минерализованной воде может составить до 40%.

3) Растворы полиакриламида промысловых концентраций (0,05-0,3% по весу сухого порошка) при нагревании претерпевают термическую деструкцию, выражающуюся в ухудшении вязкостных характеристик (в

снижении вязкости). В пределах температуры до 85-90° С термическая