Общие сведения о продукции нефтяных скважин

Контрольная работа

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 = [м33 ] и массовый Г = V г /(V нн ) = [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 33 )

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.

Персиянцев М.Н., Слюсарев Н.И.