Разработка нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 3.92 Mb.
|
СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙГеолого-физические свойства Пласт 1 2 3 Извлекаемые запасы нефти, млн.тонн Толщина пласта, м Проницаемость, 10-2 мкм2 Вязкость нефти,10-2 Пас 200 10 100 50 50 5 150 60 70 15 500 3 Пласты 1 и 2 объединяются в один объект разработки(А) Пласт 3 разрабатывается своей группой скважин (Б) Основный принцип выделения конкретного объекта разработки – это объединение в один объект пластов со сходными (близкими) характеристиками по следующим факторам: 1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. 2. Физико-химические свойства нефти и газа. 3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. 4. Условия управления процессом разработки месторождений. 5. Техника и технология эксплуатации скважин. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ, ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА Нефть и нефтяной газ - это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). В зависимости от состава смеси одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм. рт. ст. и t = 0 °С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0.4-1.0% примесей - соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества. Плотность характеризуется массой вещества, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ Плотность характеризует количество массы вещества, в единице объёма [кг/м3; г/см3]: Плотность пластовой нефти 780 – 840 кг/м3 (ρср= 800 кг/м3) Плотность дегазированной нефти 840 – 870 кг/м3 (ρср= 859 кг/м3) лёгкие (800–860 кг/м3) средние (860–900 кг/м3) тяжелые (900–940 кг/м3) В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные. Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины. На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60г газового бензина. Основные свойства нефти и газа Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с. За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек. Размерность динамической вязкости: [µ]=Па·с. (Паскаль-секунда). Основные свойства нефти и газа ВЯЗКОСТЬ Вязкость - свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости. Закон Ньютона Основные свойства нефти и газа ВЯЗКОСТЬ С повышением темпе-ратуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением коли-чества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значи-тельно уменьшается. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа·с (0.1-0.2 Па·с) и более. Основные свойства нефти и газа Объемный коэффициент нефти Объемный коэффициент нефти – отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее сепарированной нефти при стандартных условиях. Он показывает, какой объем имел бы 1 м3 дегазированной нефти в пластовых условиях. При сепарации газа происходит уменьшение объема пластовой нефти, которое оценивается коэффициентом усадки. Величина, обратная bназывается пересчетным коэффициентом. Он служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти на поверхности. Для всех нефтей b > 1. Наиболее характерные величины 1.2 – 1.8 Основные свойства нефти и газа Коэффициент сжимаемости нефти Коэффициент сжимаемости нефти – относительное изменение объема пластовой нефти при изменении давления на единицу. Он характеризует упругость нефти: Где - первоначальный объем нефти; - изменение объема нефти при изменении давления на ; b1 и b2 - объемные коэффициенты пластовой нефти для начальных и текущих давлений. Размерность Для большинства пластовых нефтей его величина В первом приближении для низких давлений и температур растворимость природных газов в жидкости может быть выражена по закону Генри следующим образом: Основные свойства нефти и газа П л о т н о с т ь природных газов зависит от их состава. Наиболее легким компонентом является метан (CH2). Его плотность при стандартных условиях составляет 0,67 кг/м3. В расчетах часто пользуются понятием относительной плотности газа — отношением плотности газа к плотности воздуха при тех же условиях: Относительная плотность природного газа равна 0,56 — 0,6, а газов, добываемых вместе с нефтью,— 0,7 — 0,8 или даже более единицы. Р а с т в о р и м о с т ь где --- объем растворенного газа в единице объема жидкости, ; — коэффициент растворимости газа при данной температуре; — давление, Па. Размерность [ ]= м3/(м3 • Па). ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. При всех прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти (и плотности) давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти (азот), давление насыщения также увеличивается. полностью насыщена газом недонасыщена Значение зависит от давления, температуры и состава газа. Основные свойства нефти и газа Уравнение состояния газов Уравнение состояния связывает давление, температуру и объем газа, представленного в виде физически однородной системы при условиях термодинамического равновесия. Для идеальных газов согласно уравнению Клапейрона— Менделеева где — давление, Па; — объем газа, м3, — масса газа, кг; — газовая постоянная, Дж/(кг • К); — абсолютная температура, К. Идеальным называют газ, силами взаимодействия между молекулами которого можно пренебречь. Газовая постоянная численно равна работе расширения 1 кг идеального газа в изобарическом процессе при увеличении температуры газа на 1 К. При инженерных расчетах обычно используют уравнение Клапейрона — Менделеева, в которое вводят коэффициент сверхсжимаемости газа : Пластовые воды Подошвенными (краевыми) принято называть воды, занимающие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте. Верхние и нижние воды приурочены к водоносным, пластам, залегающим выше и ниже нефтяного пласта. Воду, оставшуюся со времени образования залежи называют остаточной. В пористой среде она существует в виде: Капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы; Адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности частиц пористой среды; Пленочной воды, покрывающей, гидрофильные участки поверхности твердой фазы; Свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (мениски на поверхности раздела вода-нефть, вода-газ). ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ Коллекторами нефти и газа называются такие породы, которые способны вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке. П О Р И С Т О С Т Ь Различают физическую или абсолютную пористость, пористость насыщения, которые не зависят от формы пустот; и эффективную или полезную пористость, зависящую от формы пустот. Эффективную или полезную пористость характеризует только объем тех поровых пространств, через которые возможно движение жидкости (воды, нефти) или газа под воздействием тех или иных сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Коэффициент пористости – отношение объема пор в породе к ее объему V На основании полученных средних значений пористости по отдельным скважинам строят специальные карты пористости по пласту, на которых соответствующими изолиниями соединяют участки с одинаковыми значениями пористости. Физические свойства коллекторов П О Р И С Т О С Т Ь В нефтяных и газовых коллекторах пористость песков колеблется в пределах 0,2 – 0,25, а песчаников – от 0,1 до 0,3. Промышленные притоки газа получены из коллекторов с пористостью менее 0,05. Пористость пластов может изменяться в вертикальном и в горизонтальном направлениях: в горизонтальном направлении или по простиранию пласта значение ее изменяется постепенно и, наоборот, в вертикальном или поперек мощности и слоистости пласта — резко. НЕФТЕ- , ГАЗО- , ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Физические свойства коллекторов Коэффициентом нефтенасыщенности (газонасыщенности) коллектора называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот. Коэффициентом водонасыщенности коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот. Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями: для нефтенасыщенного коллектора для газонасыщенного коллектора для коллектора, содержащего нефть и газ Соотношение коэффициентов эффективной пористости и водонасыщенности: Физические свойства коллекторов ПРОНИЦАЕМОСТЬ П р о н и ц а е м о с т ь коллектора — параметр, характеризующий его способность пропускать жидкость или газ. Как и пористость проницаемость не постоянная величина и изменяется по площади пласта и по пластованию. Абсолютной называется проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) при полном насыщении пор этой жидкостью. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды. Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью. Проницаемость Количественной характеристикой проницаемости служит коэффициент проницаемости, являющийся коэффициентом пропорциональности в линейном законе фильтрации – законе Дарси. Закон Дарси: скорость фильтрации прямо пропорциональна градиенту давления (перепаду давления, действующему на единицу длины) в пористой среде и обратно пропорциональна динамической вязкости фильтрующегося газа или жидкости - объемный расход жидкости или газа, - площадь фильтрации. Проницаемость За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см3/сек. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кГ/см2 = 105 Па, 1 см3 = 10-6 м3, 1 см2 = 10-4 м2, 1 спз = 10-3 Па • сек, получим следующее соотношение: За единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3 /с. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов. Проницаемость Газ – сжимаемая система и при уменьшении давления по длине образца объёмный расход газа увеличивается. Закон Бойля-Мариотта Q0 — расход газа при атмосферном давлении р0. ФИЛЬТРАЦИЯ ГАЗОВ Проницаемость При фильтрации газа При фильтрации жидкости РАДИАЛЬНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ h Проницаемость Эффективная и относительные проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей. При содержании воды в несцементированном песке до 26–28 % относительная проницаемость для неё остается равной нулю. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной водонасыщенности, как неподвижной фазы, еще выше. При возрастании водонасыщенности до 40 % относительная проницаемость для нефти резко снижается, почти в два раза. При достижении величины водонасыщенности песка около 80 % , относительная фазовая проницаемость для нефти будет стремиться к нулю Проницаемость ФИЛЬТРАЦИЯ СМЕСИ ЖИДКОСТИ И ГАЗА песок песчаник известняки и доломиты Вода с увеличением её содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. При водонасыщенности до 60 % из пласта можно добывать чистый газ. Физические свойства коллекторов П Ь Е З О П Р О В О Д Н О С Т Ь П ь е з о п р о в о д н о с т ь — параметр, характеризующий скорость перераспределения давления в упругом пласте в связи с изменением пористости и проницаемости. В зоне насыщенной нефтью, она имеет меньшее значение, чем в зоне, насыщенной водой. где — коэффициент проницаемости в м2; — динамическая вязкость жидкости в Па·с; и — коэффициенты объемной упругости или коэффициенты сжимаемости жидкости и пласта (пористой среды) в Па –1 ; — коэффициент упругоемкости пласта в Па –1 |