28.Этапы добычи нефти и газа. Параметры вязкости, плотности, сжимаемости и объемный коэффициент нефти. Зависимости растворения нефтяного газа от давления и температуры.

Добыча включает 3 основных этапа:

1. Разработка н. и г. Включает движение н. и г. По пластам к скважине благодаря разности давления в пласте и на забое скважины.

2. Эксплуатационые скважины- движение н. и г. От забоя до устья на поверхность.

3. Сбор продукции и подготовка ее к транспортировки потребителя.

Вязкость - св-во жидкости газа оказывает сопротивление перемещению одних ее частиц по отношению к другим . различают динамическую- (СГС).

Условная вязкость – определяется вязкозиметром.

Кинематическая вязкость .

Вязкость пластовой нефти из-за повышения давления тем-ры отличается от дегазированной поверхности нефти, и может быть ниже от 4 до 10 раз.

Плотность нефти зависит от состава нефти, кол-ва растворенных в ней газов, пластовых пород, тем-ры и давления.

где коэффициент обьема упругости, V изменение объема жидкости при изменении давления, V объем жид.при нормальном давлении.

Отношение объема нефти с растворенным в ней газом к объему этой жидкости после дегазации наз-ся объемным коэффициентом.-

29. Пластовое давление. Коэффициент нефтеотдачи.

Пласт.давление- это давление при котором газ, водород и вода находятся в естествен.условиях. Изменение давления опред-ют манометры.

где - плотность жид., g- сила тяжести,H- глубина залегания пласта.

Если высота низкая ,то давление аномально низкое, а если высокое, то наоборот. Пласт.давление в нефтеностн.пластах распределяется неравномерно.

Коффециент нефтеотдачи- отношение доли извлечения из пластовой нефти (флюида) от ее первоначальных запасов

30. Технология режимов работы залежей: жестководонапорной, упруговодонапорной, газонапорной, растворенного газа и гравитационный.

В жестководонапорном режиме источником энергии явл. Напор краевых и подошвовых вод, запасы кот. Пополняются за счет атмосферных осадков и водоемов.

Поступающая в пласт вода замещает отбираемую нефть. Прекращение эксплуатации происходит, когда краевые воды достигают забоя. Характерным для данного режима явл. Малоизменяемое давление и дебит нефти. Из-за высокого давления происходит фантанирование скважин, при этом нельзя проводить забор нефти с высокой скоростью, т.к. приток воды не будет успевать замещать добываемую нефть, что приведет к снижению давления и дегазации. Коэффиц.нефтеотдачи пластов от 0,5 до 0,8.

В упруговодонапорном режиме основным источником энергии явл. упругие силы воды, нефти и пород коллекторов. Водоносная часть пласта намного больше нефтеносной, по мере извлечения нефти, давление уменьшается, а => уменьшение дебита нефти.

Газонапорный режим- источником энергии явл.газ, сосредоточенный в газовой шапке под давлением. Эффективность эксплуатации скважин в таком режиме ниже, чем при водонапорном способе из-за низкой вытесняющей способности газа. Дебит нефти ограничен, вследствие прорыва газа из шапки. Коэф.нефтеотдачи от 0,4 до 0,6.

В режиме растворенных газов источником пластовой энергии явл.газ, растворенный в нефти. Газ выталкивает нефть из пласта к забою. Коэф.нефтеотдачи самый низкий- от 0,15 до 0,3. Причина заключается в том, что кол-во газа в залеже ограниченно и при дегазации происходит истощение пласта.

Гравитационный режим- используется,когда давление в нефтеном пласте близко к атмосферному. Режим основан на стекании нефти в скважину под действием силы тяжести. Интенсивность притока нефти невелика , поэтому темпы отбора малы. Как правило, применяется при доразработки истощенных м/р.

31. методы искусственного воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону. Назначение технологические процессы: 1)методы повышения нефте и газоотдачи 2)методы поддержания пластового давления на основе заводнения или нагнетания газа в газовую шапку 3)методы увеличивающие проницаемость пласта и призабойной зоны на основе ее соляно-кислотной обработки, гидроразрыва пласта и гидропескоструйной перфорацию. Гидровлическии разрыв метод получил распространение в случае низкой проницаемости и в отдельных случаях позволяет увеличить дебит нефтяных скважин от 2 до 3 раз. Основан на принудительном нагнетании в пласт нефти и ее нефтепродуктов или воды по давлением до 60 МПа в результате чего в породе образуются новые или расширяются существующие трещины для предотвращения последующего их закрывания в жидкость добавляют песок стеклянные или пластиковые шарики. Гидропескоструйная перфорация реализуется с целью создания отверстия в стенках эксплуатационной колонны, в цементе, горную породу для сообщения продуктивного пласта со стенками скважины жидкость с долей песка подается в скважину 50-200 грамм на литр, расход 3-4 литра в сек. Скорость перфорации составляет до 1мм в сек, при скорости выхода рабочей жидкости из насадок уст-ва до 250 м\сек с перепадом давления от 18 до 22 МПа. Метод торпедирования состоит в воздействии на презабойную скважину взрывов. В скважине с продуктивным пластом помещают заряд взрывчатого в-ва и производят взрыв в результате отраженная взрывная волна разрушает засорение и обеспечивает вынос разрушенного осадка. Химические методы воздействия подразделяют на обработку кислотами, поверхностно-активными в-вами, химическими реагентами и органическими растворителями.

32.искусственное поддержание пластового давления достигается методами приконтурного, законтурного, и внутриконтурного заводнения или принудительного закачивания газа в газовую шапку пласта. Метод законтурного заводнения нашел применение на малых по размеру залежах. Основан на принудительном нагнетании воды через нагнетательные скважины, размещенные за внешним контуром нефтеносности на расстояние свыше 100м, а эксплуатационные скважины расположены внутри контура нефтеносности. Данный способ позволяет поддерживать необходимый высокий уровень давления в пласте за счет притока воды. Метод приконтурного заводнения нашел применение на месторождениях с низкой проницаемостью пород в части заполнения водой поэтому скважины располагают либо вблизи либо на контуре нефтеносности.метод внутриконтурного заводнения нашел применение на месторождениях занимающих значительные площади. Метод используется с целью интенсификации разработки залежей. Сущность метода состоит в искусственном разрезании месторождения на отдельные участки с принудительным созданием жестко-водонапорного режима. Метод закачки газа в газовую шапку основан на принудительном нагнетании уже выделившегося газа из добытой нефти с целью создания дополнительного давления на нефтяной пласт и проведении газонапорного режима. В качестве нагнетательных скважин могут использоваться отработанные нефтяные.