К-Р по Основам нефтегазового дела. Контрольная работа по дисциплине основы нефтегазопромыслового дела
 Скачать 379.5 Kb.
|
|
Пермский государственный технический университет Горно-нефтяной факультет Кафедра разработки нефтяных и газовых месторожденийКонтрольная работапо дисциплине ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ДЕЛАВыполнил: студент группы РНГМу-05-1 Сивинцев Виталий Викторович Преподаватель: доцент кафедры Гребнев Виктор Дмитриевич Пермь 2010 Содержание
1. Понятия: «месторождение», «ловушка», «залежь», «пласт». Месторождение - это одна или несколько залежей, приуроченных к ограниченной площади, генетически связанных между собой и обязанных своим происхождением общим геологическим факторам. Если месторождение однозалежное, то понятия «залежь» и «месторождение» - синонимы. Ловушка – часть природного резервуара, в которой возникают условия, способствующие образованию и сохранению скоплений нефти и газа. Среди ловушек выделяются структурные (антиклинальные) и неструктурные (литологического, стратиграфического, рифогенного типов). В геологической среде широко развиты ловушки комбинированного типа. Залежь – естественное локальное скопление нефти или газа, занимающего часть природного резервуара (ловушку). Залежь нефти и газа образуется в той части природного резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому. Газ, нефть и вода располагаются в природном резервуаре в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в кровельной части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а затем водой. По фазовому состоянию залежи могут быть: однофазными – содержат один флюид (нефть или газ); смешанными – нефтяные с газовой шапкой, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные. Пласт – это первичная форма залегания горных пород. 2. Пористость, проницаемость, трещиноватость горных пород. Пористость – объем пустот в горной породе. Состоит из пор, поровых каналов между отдельными зернами и частицами породы, трещин, каверн и т. п. Численная величина пористости определяется отношением общего объема всех пустот в породе ко всему объему породы с пустотами. Коэффициент пористости – Кп = Е W / V (сумма объема пор к общему объему). Проницаемость – способность горных пород пропускать через себя жидкость и газ. Трещиноватость горных пород – определяется раскрытостью трещин, их числом, интенсивностью растрескивания горной породы или густотой трещин. Пустота трещин в какой – либо точке пласта характеризуется объемной плотностью трещин. 3.Силы, двигающие и удерживающие нефть в пласте. В нефтяных и газовых пластах до вскрытия их скважинами движение жидкости и газа отсутствует. Такие пласты находятся в состоянии статического равновесия, причем содержащиеся в них жидкости и газы располагаются соответственно их плотностям. В нефтяных пластах верхнюю часть занимает нефть, которая снизу подпирается водой. В нефтегазовых пластах в повышенных частях располагается газ, образуя газовую шапку, ниже залегает нефть, а еще ниже вода. В газовых пластах газ всегда залегает выше воды. Во всех случаях нефтяные и газовые пласты находятся под давлением, зависящим от глубины залегания пластов, и обладают тем или иным запасом потенциальной пластовой энергии. При эксплуатации скважин равновесие в пласте нарушается: нефть и газ начинают перемещаться к зонам с пониженным давлением, т. е. к забоям скважин. Таким образом, при разработке нефтяных и газовых месторождений накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение нефти и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении. В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации нефтяной или газовой залежи пластовая энергия проявляется в виде сочетания тех или иных сил, способствующих движению жидкости и газа, которые заполняют пласт. Во многих нефтяных залежах нефть движется под действием сил, вызванных напором краевой (контурной) или подошвенной воды. Краевая или подошвенная вода в процессе разработки залежи стремится проникнуть в зону пониженного давления, которая возникает у забоев эксплуатационных скважин, проталкивает нефть, заполняя освобождающиеся поры пласта. В нефтяных залежах с большой газовой шапкой действуют силы, вызываемые напором и расширением сжатого газа. Давление газа, находящегося в газовой шапке, передается на зеркало газо-нефтяного контакта, а следовательно, и на весь объем нефти в залежи. При снижении пластового давления газовая шапка расширяется и подобно поршню вытесняет нефть в нижнюю часть залежи. В газовых пластах движение газа происходит под действием сил, возникающих при расширении газа, одновременно со снижением пластового давления. При этом может проявляться также напор краевых или подошвенных вод, подпирающих газ снизу. При плохом сообщении пористого пространства нефтяной залежи с водонасыщенной зоной пласта движение нефти в ней происходит в основном под действием сил, возникающих при выделении из нефти растворенного газа и его расширении. При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже если эта система не сообщается с поверхностью земли, пластовая энергия выражается в виде упругого расширения жидкости и горной породы при снижении давления в пласте. В ряде нефтяных залежей, особенно на поздней стадии их разработки, основной движущей силой в пласте является сила тяжести: нефть стекает из повышенных частей пласта в пониженные, где располагаются забои скважин. В процессе фильтрации жидкости через пористую среду возни- силы сопротивления ее движению; на преодоление этих сил затрачивается часть пластовой энергии. Основное сопротивление создается силами трения внутри жидкости и силами трения жидкости о стенки норовых каналов. Величина этих сил зависит в основном от вязкости жидкости и от размеров поровых каналов, т. е. от проницаемости пород пласта. Чем выше вязкость нефти и ниже проницаемость пород, тем больше пластовой энергии затрачивается на продвижение нефти по пласту. Поэтому для залежей, содержащих вязкую нефть и сложенных плохо проницаемыми породами, характерны низкие дебиты скважин. Дополнительное сопротивление движению нефти создают пузырьки газа, когда они выделяются из нефти внутри залежи. Пузырьки газа, находящиеся в поровых каналах, закупоривают их и препятствуют движению нефти; перемещение этих пузырьков возможно при изменении их формы в соответствии с формой канала, а для этого должны быть приложены дополнительные силы. Поэтому движение газонефтяной смеси в пористой среде происходит с большими потерями энергии, чем движение однородной жидкости. В мелких порах пласта большое значение приобретают капиллярные силы, удерживающие нефть. Тот или иной вид пластовой энергии и характер ее проявления в процессе разработки нефтяной или газовой залежи определяют режим дренирования залежи. 4. Режимы работы пластов. Название режиму принято давать в зависимости от преобладания в рассматриваемый период времени главной движущей силы в пласте. Водонапорный режим. При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважинам под действием наступающей краевой воды. В идеальном случае при этом режиме залежь постоянно пополняется водой из поверхностных источников. Следовательно, условием существования водонапорного режима является связь продуктивного пласта с поверхностью земли или же с трещинами в ее поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода. Такие зоны соприкосновения продуктивного пласта с поверхностью могут находиться на расстоянии многих сотен километров от его нефтяной части. При постоянном восполнении отбираемого из залежи объема жидкости и газа поверхностной водой пластовое давление в нефтяной части залежи остается неизменным и обычно выше, чем давление насыщения нефти газом; газ внутри залежи не выделяется и нефть в пласте движется в виде однофазной жидкости. Поэтому газовый фактор, или количество газа, приходящееся на каждую тонну извлекаемой нефти, за весь период эксплуатации залежи остается постоянным. Если же отбор жидкости и газа из пласта не полностью компенсируется притоком воды извне, то пластовое давление в нефтяной части залежи в процессе эксплуатации будет снижаться, что может привести к выделению газа из нефти в пласте и уменьшению производительности скважин. В залежи с водонапорным режимом водо - нефтяной контакт до ее разработки всегда занимает горизонтальное положение, а в процессе разработки движется к центру залежи под небольшим углом к горизонту. Та часть залежи, которая находится над водо - нефтяным контактом, называется водоплавающей. В пологих складках водоплавающая часть залежи может достигать значительных размеров, а иногда встречаются и полностью водоплавающие залежи, в которых нет внутреннего контура нефтеносности и вода подпирает нефть снизу. По мере отбора нефти из залежи водо - нефтяной контакт постепенно поднимается, а контуры нефтеносности стягиваются к центру залежи. Сначала обводняются скважины, близко расположенные к контуру нефтеносности, а в дальнейшем и скважины, находящиеся в центре залежи. Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигнет забоев скважин, находящихся в наиболее повышенных частях залежи, и вместо нефти из всех скважин будет извлекаться только вода. Но и в этом случае, несмотря на то что все скважины, эксплуатирующие данную залежь, полностью обводнены, в пласте всегда еще остается значительное количество неизвлеченной нефти. Объясняется это тем, что в процессе совместного движения в пласте нефти и воды последняя, имеющая меньшую вязкость, будет неизбежно опережать нефть. Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водо - нефтяного контакта может распространиться процесс параллельного движения воды и нефти с постепенным возрастанием содержания воды в потоке. Этот процесс усугубляется еще тем, что нефтесодержащие породы в абсолютном большинстве случаев неоднородны по составу и проницаемости. Поэтому жидкость в пласте (нефть и вода) движется с большей скоростью в пропластках с лучшей проницаемостью. В результате всех этих процессов контур воды может продвигаться неравномерно к центру залежи, что приводит к образованию «языков обводнения». Наличие «языков» воды сильно затрудняет планомерную эксплуатацию залежи. Залежь нефти преждевременно обводняется; отдельные «языки» воды могут соединиться друг с другом и разделить залежь на изолированные участки. В пласте могут остаться большие количества неизвлеченной нефти. При пологом падении складки и при значительной ее мощности по мере продвижения контура воды вверх по восстанию поверхность водо - нефтяного контакта все возрастает и, наконец, вся подошвенная часть залежи может быть занята водой. Интенсивный отбор нефти из скважин в таких условиях способствует усиленному подъему и прорыву воды к забоям скважин снизу. В результате в скважины вместе с нефтью начинают поступать все большие количества воды, в призабойной зоне скважин образуются «конусы обводнения» и скважины в конце концов могут перейти на чистую воду при наличии в залежи еще больших количеств нефти. В вертикальном разрезе залежи часто встречаются отдельные прослойки или линзы более уплотненной, а следовательно, менее проницаемой породы. В этих прослойках и линзах могут оставаться «целики» нефтенасыщенной породы при почти полном заполнении водой большей части залежи. Извлекать в дальнейшем нефть из таких оставшихся целиков можно только при отборе больших количеств воды, которая будет частично увлекать за собой нефть при движении по пласту. Благоприятными условиями осуществления водонапорного режима работы нефтяных залежей будут:
При этих условиях возможно достигнуть наиболее равномерного продвижения водо - нефтяного контакта во всех направлениях, причем эффект вытеснения нефти водой будет максимальным. Показателем эффективности отбора геологических запасов нефти из залежи служит «коэффициент нефтеотдачи», или отношение извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам. Практикой установлено, что при водонапорном режиме удается извлечь из нефтяной залежи до 80% общего количества нефти, заключенной в ней до начала разработки. Другими словами, коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с водонапорным режимом может достигать величины 0,8, что является довольно высокой цифрой. Неблагоприятные геолого-физические условия (высокая вязкость нефти, низкая проницаемость пород пласта, неоднородность пород, недостаточное пополнение залежи контурной водой и т. п.) способствуют снижению конечного коэффициента нефтеотдачи. Упругий водонапорный режим. При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже если эта система сообщается с поверхностью земли, в первое время эксплуатации залежи пластовая энергия выражается в виде упругого расширения пластовой жидкости и вмещающей ее породы при снижении давления в пласте. Дело в том, что объем воды при снижении давления на 0,1 Мн/м2 возрастает на величину от 1/20000 до 1/25000 первоначального объема; соответственно объем нефти увеличивается на 1/700 — 1/14000 первоначального объема в зависимости от газонасыщенности, а объем породы изменяется от 1/100000 до 1/50000 своей величины. При снижении давления в залежи вода и нефть расширяются в объеме, а поровые каналы сужаются; при этом вода в пласте занимает место нефти, вытесняемой в скважины. Несмотря на то что величина упругого расширения пластовой водонапорной системы при снижении давления в пласте ничтожно мала, все же это явление играет большую роль при эксплуатации нефтяных месторождений, так как в этом процессе принимают участие колоссальные объемы воды, окружающей и подпирающей нефтяную залежь. В некоторых случаях запасы упругой энергии пласта могут быть самостоятельными источниками получения больших количеств нефти из пласта. В залежах нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением освободившихся от нефти пор не наблюдается. Пластовое давление в таких залежах быстро падает, что приводит к выделению газа из нефти, и с течением времени режим работы залежи может перейти в газовый. В таких залежах необходимо применять методы искусственного поддержания пластового давления. Газонапорный режим. При газонапорном режиме, или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Этот процесс аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той только разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, в пониженные. Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен. Кроме того, вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью нефти, и в процессе вытеснения нефти и расширения газа в газовой шапке он может прорываться к скважинам, расположенным недалеко от газо-нефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать полезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому при газонапорном режиме необходимо тщательно контролировать работу скважин, расположенных вблизи газовой шапки, ограничивать их дебит, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважин вместе с нефтью, даже прекращать эксплуатацию таких скважин. Эти мероприятия позволяют экономно расходовать пластовую энергию и обеспечивать наибольшую отдачу нефти из пласта. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом при благоприятных условиях может быть доведен до 0,6. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с газонапорным режимом в повышенную ее часть нагнетают с поверхности газ, что позволяет поддержать, а иногда восстановить газовую энергию в залежи. |