Ответы гидравлика тест. ОТВЕТЫ опер. Что Вы понимаете под нефтяным и газовым месторождением
 Скачать 2.33 Mb.
|
Градация месторождений нефти и газа по сложности геологического строения.По сложности геологического строения выделяются месторождения (залежи): простого строения; сложного строения; очень сложного. Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), В2(разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), С1 (разведанные) и С2 (оцененные). Ресурсы нефти, газа и конденсата по степени геологической изученности подразделяются на категории: D0 (подготовленные), Dл (локализованные), D1 (перспективные), D2 (прогнозируемые). Распределение месторождений (залежей) нефти и газа по степени освоения.По степени освоения месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на: разрабатываемые - месторождения, на которых осуществляется добыча углеводородов в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку (технологическим проектом разработки или дополнением к нему или технологической схемой разработки или дополнением к ней); разведываемые - месторождения, на которых проводятся геолого- разведочные работы, в том числе может осуществляться добыча в рамках проекта пробной эксплуатации залежи, месторождения или эксплуатация отдельных скважин. [12] месторождения платформенных областей; месторождения складчатых областей. Какие Вы знаете режимы работы залежей (охарактеризовать)? Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти и газа к забоям добывающих скважин. Согласно современным представлениям по преобладающему виду пластовой энергии выделяют следующие режимы работы нефтяных залежей: Водонапорный (жестководонапорный); Упругий; Упруго-водонапорный; Газонапорный режим (режим газовой «шапки»); Растворенного газа; Гравитационный. Первые три режима представляют собой режимы вытеснения, а последние два – режимы истощения пластовой энергии. Более подробная характеристика природных режимов нефтяных залежей описана ниже[10]. Водонапорный режим. При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой (или подошвенной) воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии. Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину. Упруго-водонапорный режим. Это режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов, сжатых в недрах под действием горного давления и насыщающей их жидкости. Отличительной особенностью упруговодонапорного режима 9 является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более). При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. Газонапорный режим – это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем медленнее снижается давление в ней. В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима следующие: · наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; · значительная высота нефтяной части залежи; · высокая проницаемость пласта по вертикали; · малая вязкость пластовой нефти (не более 2-3 мПа·с). Режим растворенного газа – режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки. Гравитационный режим – это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом[11]. Что Вы понимаете под системой разработки нефтяных и газовых месторождений? Система разработки месторождения - это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта, и управление этим процессом. В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости система разработки месторождения предусматривает выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки эксплуатационных объектов. При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Различают системы разработки залежей на естественных (природных) режимах и с поддержанием пластового давления. В настоящее время применяются следующие виды заводнения: а) законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Этот вид заводнения применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами. б) приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны. в) внутриконтурное заводнение - имеет целый ряд разновидностей, а именно: блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке - 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение). Что такое эксплуатационный объект и как его выделяют? Эксплуатационный объект (ЭО) - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив, структура) с промышленными запасами углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горно-технологических систем. На первый взгляд кажется, что объединение нескольких пластов в один ЭО экономически выгодно, поскольку потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако укрупнение ЭО ограничивается возможностью контроля (и управления) процессов, протекающих в разрабатываемых залежах, что приводит к большим потерям нефти в недрах. Стадии разработки нефтяных (газовых) месторождений (охарактеризовать). Стадии разработки месторождения. При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии: I - нарастающая добыча нефти; II - стабилизация добычи нефти; III - падающая добыча нефти; IV - поздняя стадия эксплуатации залежи. На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот период добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление. Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др. Задачей разработчиков является максимально возможное продление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода. Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды. В течение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80...90 %промышленных запасов нефти. Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта. При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа. Физические свойства Вязкость - свойство жидкостей (газов) оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой. Различают динамическую (Па∙с); кинематическую (м2/с); условную вязкости. Динамическая вязкость (ν) - это сопротивление оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга со скоростью 1 м/с двух её слоев площадью 1 м2 каждый, находящихся на расстоянии 1 м, под действием приложенной силы в 1Н. Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью (φ). Кинематическая вязкость (η) равна отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения. Условная вязкость - это величина, которая выражается отношением времени вытекания определённого объёма нефтепродукта и воды из стандартного прибора (вискозиметра)[2]. Вязкость пластовой нефти отличается от вязкости поверхностной ( дегазированной) нефти, так как пластовая нефть в своем составе имеет растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температуры. С увеличением количества растворенного в нефти газа и температуры вязкость нефти уменьшается. Плотность (ρ) – величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому объему (кг/м3).  По плотности нефти делятся на легкие (менее 850 кг/м3) и тяжелые (более 850 кг/м3). Нефти плотностью выше 1 г/см3 называются мальтами. Плотность пластовой нефти – это масса нефти, извлеченная из недр с сохранением пластовых условий в единице объема. Обычно она равна 400-800 кг/м3, а с увеличением газосодержания нефти и температуры уменьшается против плотности сепарированной нефти на 20-40% и более. Плотность нефтей и нефтепродуктов (в России) определяется при температуре 200С и соотносится с плотностью дистиллированной воды при 40С (относительная плотность  ).Плотность нефти в пластовых условиях приближенно можно оценить по формуле:  где  и  – плотности пластовой и сепарированной нефти, кг/м3;G – объемное содержание растворенного газа в пластовой нефти, м3/м3;  – относительная плотность газа;b – объемный коэффициент пластовой нефти. Плотность нефтей измеряется пикнометрами, весами Вестфаля и ареометрами. Парафинистость нефти - углеводороды алканового ряда с молекулярной массой от 240 и выше, молекулы которых содержат 17 и более атомов углерода, в нормальных условиях представляют собой твердые вещества – парафины и церезины. В пластовой нефти они пребывают в растворенном состоянии, но при вскрытии пласта и подъеме на поверхность с понижением температуры и давления парафины в нефти способны кристаллизоваться и выпадать в осадок. Этот твердый осадок парафинирует поры в пласте-коллекторе, детали и стенки элементов нефтедобывающего оборудования, что существенно осложняет и удорожает добычу. По содержанию парафинов выделяют такие группы нефтей, как: малопарафинистые (до 1,5%); парафинистые (1,5–6,0%); высокопарафинистые (свыше 6%). Содержание парафинов влияет также на диапазон температур кипения нефти и ее застывания. Содержание серы – сера практически всегда присутствует в нефти как в составе сернистых соединений (в тиолах, сероводороде, сульфидах и прочих), так и в свободном виде. Содержание ее может достигать 5%. Присутствие серы имеет большое значение. Во-первых, она оказывает влияние на температуру кипения нефти. Во-вторых, повышает ее окислительные свойства, способствуя коррозии оборудования, резервуаров и трубопроводов. По содержанию серы нефти делят на следующие группы: малосернистые (до 0,5% серы в составе); сернистые (0,5–2%); высокосернистые (свыше 2%) – наиболее агрессивные. Газосодержание (газонасыщенность) S пластовой нефти – это количество газа VГ, растворенного в единице объема пластовой нефти V П.Н., измеренное в стандартных условиях и сохраняющееся постоянным при пластовом давлении, равном давлению насыщения или превышающем его, и уменьшающееся в процессе разработки залежи при снижении пластового давления ниже давления насыщения:  Газосодержание выражают в м3/м3 и определяют при дегазировании проб пластовой нефти. Величины его могут достигать 300-500 м3/м3 и более. Для большинства залежей нефти газосодержание равно 30-100 м3/м3. Давление насыщения (начало парообразования) пластовой нефти – это давление, при котором начинается выделение из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения; недонасыщенной – если пластовое давление выше давления насыщения. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от их состава и пластовой температуры. Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам[3]. Коэффициент сжимаемости нефти Н – это показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа. Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения  где V0 – первоначальный объем нефти; ΔV – изменение объема нефти при изменении давления на ΔР. Размерность βН измеряется в Па-1. Объемный коэффициент пластовой нефти – это отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной при стандартных условиях (атмосферное давление и температура 200С) нефти. Он показывает, какой объем имел бы 1 м3 дегазированной нефти в пластовых условиях[4].  где VН – объем нефти в пластовых условиях; VН.Д. – объем такого же количества нефти после дегазации при стандартных условиях;ч  – плотность нефти в пластовых условиях; – плотность нефти в стандартных условиях.Температура воспламенения — это характеристика, при которой жидкость образует пары, достаточные для образования открытого пламени. Жидкость считается легковоспламеняющейся, если ее температура вспышки составляет менее 60 °C. Температура застывания — показывает, при каком температурном значении в пробирке уровень охлажденной нефти не меняется при её наклоне на 45-ть градусов. Эта характеристика важна для извлечения и транспортировки и всегда определяется. Колеблется от 32 ° до -57 ° C в зависимости от состава, чем больше парафинистых (твердых) частей, тем будет выше этот показатель. Фазовые состояния углеводородных систем. Фазовые диаграммы Естественные углеводородные системы состоят из большого числа компонентов, причем это не только углеводороды парафинового ряда, но и углеводороды, относящиеся к другим группам. Фазовое состояние смеси углеводородов зависит от ее состава, а также от свойств индивидуальных компонентов. Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.21) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической ) точкой. Прежде чем перейти к обсуждению особенностей этой диаграммы, дадим определение некоторых важных физических понятий, связанных с этой диаграммой. «Критическая точка» (точка Кна рис. 21) соответствует значениям давления и температуры, при которых свойства каждой фазы становятся идентичными. «Критическая температура» — температура, соответствующая критической точке. «Критическое давление» —давление, соответствующее критической точке. «Интенсивные свойства» — это такие свойства, которые не зависят от количества рассматриваемого вещества.  «ЭкстенсКривая Аточек начала кипения» — кривая, проходящая через точки, соответствующие, давлениям и температурам, при которых при переходе вещества из жидкого состояния в область двухфазного состояния образуется первый пузырек газа. «Кривая точек росы b» — кривая, проходящая через точки, соответствующие давлению и температуре, при которых при переходе вещества из парообразного состояния в область двухфазного состояния образуется первая капелька жидкости. «Двухфазная область» — область, ограниченная кривыми точек начала кипения и точек росы, внутри которой газ и жидкость находятся в состоянии равновесия. «Крикондентерм» (М) — наивысшая температура, при которой жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии. «Криконденбар» (N)— наибольшее давление, при котором жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии. «Ретроградная область» (закрашенная площадь на рис. 21) — любая область, в пределах которой конденсация или парообразование происходят в направлении, обратном обычным фазовым изменениям. «Ретроградная конденсация» (ограничена кривой KDM) означает, что жидкость конденсируется или при снижении давления при постоянной температуре (линия ABD), или при увеличении температуры при постоянном давлении (линияFGA «Ретроградное испарение» (ограничена кривой NHK) означает, что образование пара происходит при уменьшении температуры при постоянном давлении (линия AGF) или при увеличении давления при постоянной температуре (линия DBA). Гидраты природных газов. Условия образования. Структура – это особенности строения породы, которые определяются размером, формой, степенью однородности составных частей, а также количеством, размером и степенью сохранности органических остатков. (мелко-скредне-крупнозернистые) Текстура – взаимное расположение фрагментов породы, их ориентировка относительно друг друга, поверхности напластования и породы в целом. (полосчаты, массивные, слоистые и тд) Гранулометрическим (механическим) составом породы - количественное, как правило, массовое содержание в породе частиц различной крупности. Удельную площадь поверхности фильтрации нефтесодержащих горных пород подсчитывают по приближенной формуле:  где Sуд — удельная поверхность породы, м2/м3; m — пористость, доли единицы; R — проницаемость, м2. Пористость горных пород - наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.  Обозначения: Кп – коэффициент полной пористости; Vо.– объем полной пористости, м3; Vобр – объем образца породы, м3 ; Открытаяпористость - совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.  Обозначения: Ко – коэффициент открытой пористости; Vо.– объем открытых и взаимосообщающиихся пор, м3; Vобр – объем образца породы, м3; Эффективная пористость - совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида.  Обозначения: Кэ – коэффициент эффективной пористости; Vэ.пор– объем пор, обеспечивающий движение флюида, м3; Vобр – объем образца породы, м3; Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в процентах[3]. Проницаемостью горных пород - способность горных пород пропускать жидкость или газ под действием перепада давления.  Обозначение: qф - объемный расход флюида (дебит), м3/с; k - проницаемость пористой среды, м2; η - динамическая вязкость флюида, Па·с; ΔP=Р1-Р2 - перепад давления, Па; L - длина образца пористой среды, м; F - площадь фильтрации, м2. Различают несколько видов проницаемости: Абсолютнаяпроницаемость – это проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие, при условии полного заполнения флюидом пор среды. Абсолютная проницаемость измеряется в сухой породе при пропускании через последнюю сухого инертного газа (азота, гелия). Эффективная(фазовая)проницаемость - проницаемость горной породы для данного жидкого (или газообразного) флюида при наличии в поровом пространстве газов (или жидкостей). Этот вид проницаемости зависит не только от морфологии пустотного пространства и его размеров, но и от количественных соотношений между флюидами. Относительнаяпроницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом[4]. |