нефть скважина пласт газ месторождение
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
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/м 3 :
|
Тяжелая |
Средняя |
Легкая |
|
|
920-1000 |
870-920 |
870 |
|
относительную плотность нефти
Давление насыщения
Таблица 1.1
Соотношение между единицами давления
|
Единица |
МПа |
бар |
кгс/см 2 |
Ib/in 2 (psi) |
мм рт.ст. |
мм вод.ст. |
|
|
МПа |
1 |
10 |
10,2 |
1,4510 2 |
7,502410 3 |
1,0210 5 |
|
|
бар |
0,1 |
1 |
1,02 |
14,5 |
7,502410 2 |
1,0210 4 |
|
|
кгс/см 2 |
9,8110 -2 |
0,981 |
1 |
14,22 |
7,3510 2 |
10 4 |
|
|
Ib/in 2 (psi) |
6,8910 -3 |
6,8910 -2 |
7,030710 -2 |
1 |
52,2 |
7,030710 2 |
|
|
мм рт.ст. |
1,3310 -4 |
1,3310 -3 |
1,3610 -3 |
1,93410 -2 |
1 |
13,6 |
|
|
мм вод.ст. |
9,8110 -6 |
9,8110 -5 |
10 -4 |
1,42210 -3 |
7,3510 -2 |
1 |
|
Объемный коэффициент нефти b характеризует отношение объема нефти, занимаемого в пластовых условиях, к объему той же нефти при нормальных условиях. Коэффициент b — величина безразмерная и всегда больше единицы. В нефтепромысловой практике при расчетах используют такой параметр, как коэффициент усадки — величину, обратную объемному коэффициенту нефти.
Нефтяной газ является неотъемлемой частью продукции скважин. Его количество оценивается газовым фактором Г — по объемам извлекаемых газа V г и нефти V н , приведенным к нормальным условиям. Различают объемный Г = V г /V н = [м3 /м3 ] и массовый Г = V г /(V н н ) = [м3 /т] газовые факторы.
Состав и свойства нефтяного газа зависят от принятой технологии сепарации нефти.
Нефтяной газ состоит из смеси различных углеводородов метанового ряда от С 1 до С4 и выше. Среди неуглеводородистых газовых веществ встречается азот, углекислый газ, сероводород, водород, аргон, неон и др.
По содержанию углеводородов метанового ряда С 3 и выше нефтяные газы классифицируются на: легкие (до 50 г/м3 ), средние (50-400 г/м3 ) и жирные (более 400 г/м3 ).
В зависимости от количественного содержания в газах сульфида водорода Н 2 S, СО2 и паров воды различают нейтральные и кислые, а также сухие и влажные газы. Остаточное содержание сероводорода в нефтяном газе, используемом в бытовых целях, не должно превышать 0,002 %.
Предельно допустимая концентрация Н 2 S в воздухе рабочей зоны 0,01 мг/л.
Вода в различных видах и модификациях, значительно отличающихся по своим физико-химическим свойствам, содержится в нефтяных коллекторах наряду с углеводородами.
Физически связанная вода, Химически связанная вода, Свободная вода
Пластовые воды относят к сложным псевдостабильным системам, равновесное состояние которых нарушается с изменением пластовых условий. Состав пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью, зависит от геологического возраста, химического состава эксплуатируемого коллектора, физико-химических свойств нефтей и газов, пластовой температуры и давления.
Основные характеристики пластовых вод, учитываемые в технологических процессах, — это плотность, общая минерализация и жесткость (склонность к солеотложению).
Общая минерализация пластовых вод — это количество солей, растворенных в 1 л воды. В зависимости от общего содержания солей и плотности условно выделяют три группы пластовых вод (табл.1.2).
Таблица 1.2
Классификация пластовых вод
|
Группа |
Общее содержание соли, г/л |
Плотность, кг/м 3 |
|
|
Солоноватые |
1-6 |
До 1005 |
|
|
Соленые |
6-150 |
1005-1170 |
|
|
Рассольные (высокоминерализованные) |
Более 150 |
Более 1170 |
|
В промысловой практике обычно определяют не плотность воды, а степень минерализации, выраженную соленостью. Соленость воды измеряется ариометрами (солемерами), у которых деления выражены в градусах Боме (Be).
Плотность воды определяется по эмпирической формуле
е = 14,43/144,3 — Ве.
Объем воды при снижении давления увеличивается, а при снижении температуры — уменьшается. Это изменение учитывается объемным коэффициентом b в , который характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях V пл к удельному объему ее в стандартных условиях V ст :
b в = V пл /V ст = пл /ст .
Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды подразделяются на следующие виды:
- контурные (краевые) — воды в пониженных участках нефтяных пластов, поддерживающие нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности;
- верхние контурные (верхние краевые) — нефтеносная часть пласта имеет выход на поверхность и заполнена поверхностными водами;
- подошвенные — воды в нижней части приконтурной зоны пласта;
- промежуточные — воды, залегающие в пропластках нефтяных или газовых пластов;
- верхние — воды, залегающие выше данного нефтяного пласта.
К особым видам относят тектонические и технические воды. Тектонические воды могут поступать по тектоническим трещинам из пластов с более высоким напором. Технологическая вода поступает в залежь при бурении скважин, их ремонте и эксплуатации.
Сточные воды
Нефтяные эмульсии — это соединения, состоящие из нефти, воды и газа. При подъеме нефти и понижении давления нефтяной газ выделяется с энергией, которой достаточно для диспергирования капель пластовой воды. Одной из причин эмульгирования газированных обводненных нефтей является энергия турбулентного потока.
В соответствии с принятой классификацией гетерогенных дисперсных систем, нефтяные эмульсии подразделяются на три основные группы (типа):
|
I Обратные |
II Прямые |
III Множественные |
|
|
Вода в нефти (В/Н) |
Нефть в воде Н/В |
В/Н и Н/В |
|
Эмульсии III типа имеют повышенное содержание различных механических примесей, плохо разрушаются и составляют основу ловушечных (амбарных) нефтей.
Образование эмульсий обусловлено наличием в естественных молекулах поверхностно-активных веществ полярных или неполярных групп. Полярная группа взаимодействует с водой, а неполярная — с нефтью. Если в дифильных молекулах содержится больше полярной группы, то образуются эмульсии прямого типа (см. рисунок, а ), если больше неполярной группы — образуются эмульсии обратного типа (рисунок, б ).
Специфические особенности водонефтяных эмульсий, свойства которых непрерывно изменяются при сборе скважинной продукции, составляют одну из проблем при подготовке товарной нефти.
2. Горно-геологические параметры
Залежь — это естественное, локальное скопление углеводородов в горных породах с одним или несколькими сообщающимися между собой пластами-коллекторами.
Тип залежи, который характеризует скопление углеводородов, зависит от фазового состояния и количественного соотношения находящихся в ней нефти, газа и конденсата, а также от пластового давления и температуры (табл.1.3).
В процессе разработки компонентный состав и давление в залежи меняются, что может приводить к перераспределению фаз и даже к изменению типа залежи.
Таблица 1.3
Классификация залежей углеводородов
|
Тип залежей и их обозначение |
Основные характеристики |
|
|
Газовые (Г) |
Состоят в основном из метана. Содержание фракций С 5+ не более 0,2 % объема залежи |
|
|
Газоконденсатные (ГК): |
Состоят из метана. Подразделяются в зависимости от содержания фракций С 5+ и содержания конденсата С к : |
|
|
низкоконденсатные |
С 5+ = 0,2-0,6 %, С к 25 г/м3 |
|
|
среднеконденсатные |
С 5+ = 0,4-1,9 %, С к = 20-100 г/м3 |
|
|
высококонденсатные |
С 5 1,6 %, С к 100 г/м3 |
|
|
с содержанием конденсата более 200 г/м 3 |
С 5 6 % |
|
|
Нефтяные (Н) |
Нефть с различным содержанием растворенного газа (обычно менее 200 м 3 /м3 ) |
|
|
Нефтегазовые (НГ) |
Газовые залежи с нефтяной оторочкой, запасы свободного газа превышают запасы нефти |
|
|
Газонефтяные (ГН) |
Нефтяные залежи с газовой шапкой. Запасы нефти превышают запасы свободного газа в газовой шапке |
|
|
Нефтегазоконденсатные (НГК) |
Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой. Запасы свободного газа и конденсата превышают запасы нефти |
|
|
Газоконденсатонефтяные (ГКН) |
Нефтяные залежи с газоконденсатной шапкой. Запасы нефти превышают запасы газа и конденсата |
|
Месторождение включает совокупность расположенных на локальной площади единичных залежей, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам.
Толщина пласта, Неоднородность пласта
Слоистая неоднородность составляет один из наиболее распространенных типов геологической неоднородности, при которой проницаемые слои перемежаются с непроницаемыми глинистыми пропластками. Слоистая неоднородность классифицируется по толщине слоев: тонкая (1-10 см), мелкая (10-25 см), средняя (25-30 см), крупная (40-100 см) и очень крупная (более 100 см).
Учет слоистой неоднородности позволяет обосновывать выделение эксплуатационных объектов в многопластовом разрезе.
Расчлененность пласта
запасам нефти
Все запасы нефти в пласте подразделяются на:
разведанные — это количество нефти, битума, газа и газоконденсата, установленное бурением разведочных и добывающих скважин и подсчитанное по категориям А 1 + В + С; к разведанным запасам относят объемы нефти, которые можно получить применением специальных методов эксплуатации;
- балансовые геологические — общее количество полезного ископаемого в залежи;
- эксплуатируемые — запасы нефти, разработка которых на данный период экономически целесообразна;
- балансовые извлекаемые — запасы нефти, которые могут быть извлечены из недр с использованием современных технологий и технических средств при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды;
- потенциально возможные — это суммированные запасы нефти месторождений и залежей, извлечение которых возможно с применением более совершенных методов;
- размер потенциально возможных извлекаемых запасов нефти может увеличиваться за счет совершенствования известных и создания новых технологий;
- прогнозируемые — сумма запасов нефти месторождений и залежей, на которых прогнозируется применение новых технологий нефтеизвлечения;
- активные — запасы нефти, вовлеченные в разработку или подлежащие вводу в разработку в ближайшее время;
- пассивные — балансовые запасы нефти на объектах разрабатываемых месторождений, которые по экономическим или технологическим причинам не вовлечены в разработку;
- текущие — запасы нефти любых категорий, подсчитанные на определенную дату, за вычетом добытых нефти и газа;
- остаточные — балансовые запасы нефти, оставшиеся в недрах после завершения разработки месторождения определенным методом;
- забалансовые — запасы нефти, разработка которых на данное время экономически не целесообразна или технологически невозможна; в дальнейшем они могут быть переведены в категорию балансовых.
Размер запасов меняется за счет совершенствования технологий, изменения экономических условий добычи нефти и других факторов.
Степень выработки запасов
Оценка пространственного размещения начальных и остаточных запасов нефти в неоднородных слоистых и обводняющихся коллекторах необходима для планирования и регулирования разработки.
Нефтеотдача коллекторов
Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует отношение добытого количества нефти за определенный период к балансовым ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени при эксплуатации месторождения.
Конечный коэффициент нефтеотдачи определяет отношение извлеченных запасов нефти за весь период разработки к балансовым запасам.
Проектный коэффициент нефтеизвлечения обосновывается и планируется при составлении проектов разработки месторождения.
Коэффициент вытеснения, Литература
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kontrolnaya/poluchenie-plastovyih-prob-produktsii-neftedobyivayuschih-skvajin/
Бойко В.С.
