отчет по практике 3 курс. Краткое описание организации
 Скачать 0.57 Mb.
|
5. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды)Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это объем газа, растворенного в 1 м3 пластовой нефти. Газосодержание обычно выражают в м3/ м3 или м3/т. Оно может достигать 300…500 м3/ м3, но обычно его значение колеблется в пределах 30…100. Растворимость газа - это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равно растворимости или меньше ее. Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Промысловым газовым фактором называют количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от пластовой температуры. Сжимаемость пластовой нефти обуславливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости, характеризующим относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления. Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С. Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти, а также ее плохой сжимаемостью. Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2…1,8 раз меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Вязкость пластовой нефти определяет степень ее подвижности в пластовых условиях и также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. 6. Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К ним можно отнести следующие. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Процесс разработки можно условно разделить на четыре стадии: 1) рост добычи на начальном этапе разработки, обусловленный обустройством месторождения, вводом новых скважин; 2) максимальная добыча нефти в течение некоторого периода времени; 3) резкое падение добычи и значительный рост обводненности продукции скважин; 4) сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти и неуклонное нарастание обводненности; завершающая стадия добычи нефти. Темп разработки месторождения, равный отношению текущей добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения. Если извлекаемые запасы нефти остаются неизменными в процессе разработки месторождения, то изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии. Добыча жидкости из месторождения - суммарная добыча нефти и воды. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти и может отличаться от нее в несколько раз на третей и четвертой стадиях. Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи». Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т.е. отношении объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения. Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным: вблизи нагнетательных скважин оно повышается, вблизи добывающих - понижается. Давление на устье добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти. Пластовая температура. В процессе разработки месторождения пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения. |