Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Негосударственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

«Нефтяной техникум»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

«Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Выполнил студент

заочного отделения

3 курса группы ИР14/2

Ярославцев Иван Александрович

Проверил преподаватель

Самохвалов А.А.

Ижевск 2017 г.

Вопрос № 1. Классификация пород-коллекторов по происхождению

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа:

- гранулярные или поровые (только обломочные горные породы)

-трещинные (любые горные породы)

-каверновые (только карбонатные породы)

Выделяют три больших группы коллекторов по степени проницаемости:

- равномернопроницаемые

- неравномернопроницаемые

-трещиноватые

Выделяют пять классов коллекторов по величине эффективной пористости:

-Класс А, пористость >20%

-Класс В, пористость 15-20%

-Класс С, пористость 10-15%

-Класс D, пористость 5-10%

-Класс Е, пористость <5%

Каждый из этих классов разделяется еще на 3 группы по скорости движения жидкости. Практическое значение имеют первые четыре класса (промышленный интерес).

По характеру и природе порового пространства коллекторы делятся на 2 большие группы:

-коллекторы с межзерновыми (межгранулярными) порами - пески, песчаники, алевролиты.

-коллекторы с межагрегатным поровым пространством - карбонатные породы (известняки и доломиты), в которых развиты трещиноватость или кавернозность.

Породы-коллекторы классифицируют по их распространенности, литологической выдержанности и мощности. По этим признакам выделяют:

-коллекторы региональные, они развиты в пределах значительной площади областей генерации и аккумуляции у/в

-коллекторы зональные, они имеют меньшую площадь распространения, охватывают зоны нефтегазонакопления или части нефтегазоносных областей

-коллекторы локальные, развиты в пределах локальных структур или в пределах группы нескольких смежных место скоплений.

Вопрос № 2. Давление насыщения. Газовый фактор. Влияние этих параметров на фазовое состояние углеводородов в залежи

Находящаяся при пластовых температурах и давлениях сложная смесь углеводородов, которую мы называем нефть значительно изменяет физические свойства после снижения давления и температуры до нормальных. Это связано с термическим расширением нефти, ее сжимаемостью и, в первую очередь, с переходом части углеводородов в газообразное состояние.

Компоненты нефти, переходящие в нормальных условиях в газообразное состояние, называют нефтяным газом, а содержание их -- газовым фактором (газосодержанием) нефти. Главные компоненты нефтяного газа -- легкие углеводороды (метан и этан). По сравнению с газами из чисто газовых месторождений нефтяные газы содержат значительно больше пропан-бутановой фракции, поэтому их иногда называют жирными газами. Относительная плотность нефтяных газов обычно больше единицы.

Количество растворенного в нефти газа характеризуют газовым фактором нефти, под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры до стандартных условий (давление 0,1 МПа и температура 20 °С). Объем выделившегося газа также должен быть приведен к стандартным условиям.

Если из нефти, занимающей в пластовых условиях объем V , выделился объем газа V, то газовый фактор рассчитывают по следующему соотношению

G = Vu/Vh

Газовый фактор выражают вм3/м! или в м3/т. Он изменяется обычно от 25 до 100 м3/м3, но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефти.

Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении.

Первоначально нефть находится под действием пластового давления. Расширение ее возможно лишь при снижении давления. 11о мере снижения давления уменьшается количество газа, которое может быть потенциально растворено в данном объеме нефти. При определенном давлении газ, содержащийся в нефти, уже не может быть в ней полностью растворен и избыточная его часть переходит в свободное газообразное состояние. Это давление и принимается за давление насыщения нефти газом. По мере дальнейшего снижения давления объем выделившегося газа будет расти вплоть до полной дегазации нефти.

Давление насыщения нефти газом может равняться пластовому или быть ниже его. В первом случае нефть в пласте полностью насыщена газом, во втором -- недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей.

Знание давления насыщения позволяет прогнозировать условия, три которых происходит переход нефти в двухфазное состояние при движении ее по пласту, в скважине и коммуникациях на поверхности.

Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры и определяется закономерностями растворения газов в жидкостях.

щелочный заводнение порода коллектор

Вопрос № 3. Содержание основных проектных документов

В нефтяной промышленности России установлен единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. При этом принята следующая номенклатура проектных документов:

1. Принципиальная схема разработки. Ее составляют для месторождений, содержащих значительное количество объектов или самостоятельных площадей разработки (более 5-7 объектов или площадей разработки).

2. Технологическая схема разработки. Ее составляют для всех месторождений, вводимых в разработку.

3. Проект разработки. Его выполняют для всех месторождений, введенных в разработку.

4. Уточненный проект разработки. Его составляют для месторождений, представление о характеристиках которых изменились в процессе их разбуривания и начальной разработки или при необходимости резкого изменения уровней добычи углеводородов из месторождения.

5. Технологическая схема или проект опытно-промышленной разработки. Их составляют для испытания новой технологии извлечения углеводородов из месторождения.

Вопрос № 4. Классификация, принципиальное устройство, техническая характеристика глубинных манометров

Так как условия, при которых проводятся измерения параметров в скважинах, существенно отличаются от условий работы измерительных приборов общепромышленного назначения, приборы для глубинных измерений следует рассматривать как отдельную группу средств измерительной техники.

Наиболее существенными являются следующие особенности работы глубинных приборов.

1. Измерения проводятся на значительном удалении от места наблюдения за показаниями приборов: глубина спуска прибора в скважину достигает 7000 м.

2. Прибор (снаряд) эксплуатируется в измеряемой, среде и подвергается действию окружающего давления, температуры и коррозионных жидкостей. В связи с увеличением глубин бурения, а также с необходимостью контроля различных процессов по интенсификации добычи нефти и газа, давление окружающей среды может достигать 1000--1500 кг?с/см2, а температура до 300--400° С.

3. Прибор спускается на проволоке или кабеле в затрубное пространство или в трубы диаметром 37--63 мм.

4. При спуске прибора в скважину через трубы на него действует выталкивающая сила тем большая, чем выше скорость встречного потока жидкости или газа и меньше проходное сечение между внутренней стенкой трубы и корпусом прибора. В отдельных случаях спуск глубинного прибора в действующие скважины представляет сложную техническую задачу.

5. Во время спуска и подъема прибор подвергается ударам, а во время работы, например, в скважине, оборудованной установками погружных электронасосов, и действию вибрационных нагрузок.

6. Время пребывания прибора в месте измерения в зависимости от вида проводимых исследований и способа эксплуатации скважин составляет от нескольких часов до нескольких месяцев.

7. Среда, в которой находится прибор, как правило, представляет собою многофазную жидкость, содержащую нефть, газ, воду и механические включения (песок, шлам и т. д.) с различными физико-химическими свойствами (плотность, вязкость, наличие солей и т. д.).

В соответствии с указанными выше особыми условиями работы к конструкции глубинных приборов предъявляется ряд требований.

Вследствие воздействия на них встречного потока жидкости или газа и необходимости спуска в геометрически ограниченное пространство наружный диаметр корпуса приборов в основном не должен превышать 32--36 мм, а при спуске через 37-мм трубы или в затрубное пространство -- 20--25 мм. Длина его также ограничена: обычно не превышает 2000 мм, так как увеличение ее сверх этого предела значительно осложняет операции, связанные с подготовкой прибора к спуску в фонтанные скважины.

Кроме того, должна быть обеспечена полная герметичность внутренней полости прибора от внешнего давления. Особые требования предъявляются также к устройствам, расположенным в глубинном приборе и эксплуатируемым в условиях повышенной температуры, ударов и вибраций.

По способу получения измерительной информации глубинные приборы делятся на:

а) автономные, результаты измерения которых можно получить только после извлечения их из скважины;

б) дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала измерительной информации по кабелю.

Класс точности приборов обозначается числом, совпадающим со значением допускаемой погрешности.

Например: Манометр имеет класс точности 0,5 это значит, что его допускаемая погрешность равна 0,5% от предела измерения. Т.е. если манометр имеет предел измерения 30 МПа, то погрешность прибора не должна превышать ± 0,15 МПа.

Вопрос № 5. Назначение, технология щелочного заводнения

Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически вся природная нефть содержит в своем составе активные компоненты - органические кислоты, но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой.

При контакте щелочных растворов с нефтью, особо активно взаимодействующей с щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа "нефть в воде", обладающие высокими нефтевытесняющими свойствами. Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что повышает коэффициент вытеснения нефти водой. Установлено, что наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницаемость пласта для активной нефти существенно улучшается, особенно при насыщенности водой более 70%, когда обычная нефть становится неподвижной. При щелочном растворе относительная проницаемость для нефти еще больше, чем для воды, и сохраняет подвижность до насыщенности пласта водой до 90-95%.

Для приготовления щелочных растворов можно использовать:

* едкий натр (каустическую соду) NаОН;

* углекислый натрий (кальцинированную соду) Nа2СОэ.

* гидрат окиси аммония (аммиак) NН4ОН;

* силикат натрия (растворимое стекло) N25Ю3.

Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия. Щелочные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10-25% от объема пор пласта, в зависимости от его неоднородности, которые продвигаются обычной водой. Рабочая концентрация едкого натра в растворе определяется лабораторными исследованиями для конкретной нефти, пласта, воды и должна обеспечивать наименьшее межфазное натяжение между раствором и нефтью. Обычно эта концентрация составляет 0,2-0,4% с учетом адсорбции щелочи.

Повышение концентрации щелочи не дает эффекта в вытеснении нефти. Но в гидрофобизованных коллекторах более высокие концентрации щелочи в растворе (до 2-4%) необходимы для изменения смачиваемости поверхности пористой среды.

Размер оторочки и концентрация в ней агента должны определяться расчетным путем с учетом неизбежных потерь щелочи в пласте. Возможно применение и высококонцентрированных щелочных растворов (до 4-5%), особенно в пластах, требующих повышения гидрофильности, при большом содержании солей. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Продвижение щелочной оторочки по пласту должно регулироваться режимом работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение направления потоков жидкости). Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязкой нефти может не отличаться от метода обычного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и полимерами.

Основными недостатками метода являются очень жесткие критерии применимости его по активности нефти. Минерализация пластовой и закачиваемой воды и большое содержание глин в породе также могут исключать применение метода. Недостаточная активность нефти, содержание солей в воде и глин в породе приводят к увеличению расхода щелочи и снижению эффективности вытеснения нефти, по сравнению с обычной водой, вплоть до нуля.

Размещено на Allbest.ur