ваф. ГосЭкзамен. Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация

• Название: Технология бурения нефтяных и газовых скважин Породоразрушающие инструменты их назначение и классификация
• Дата: 02.07.2022
• Размер: 301.02 Kb.
• Имя файла: ГосЭкзамен.docx
• Тип: Документы; #623178
• страница: 9 из 11

19.Влажность газа и факторы, влияющие на нее.

Одним из факторов, обусловливающих образование гидратов природных газов, является насыщение последних парами воды. При этом объемная скорость накопления гидратов зависит от скорости изменения влагосодержания газа с изменением давления и температуры. Для определения содержания паров воды в газах используется ряд экспериментальных и аналитических методов. К экспериментальным методам относятся: визуальное определение точки росы, т.е. температуры, при которой начинается процесс конденсации паров при заданном давлении; применение твердых сорбентов; использование жидких сорбентов с последующим их титрованием; вымораживание; спектроскопические методы; электрогигрометрический метод. Наиболее распространенным из них является метод визуального определения точки росы, который дает хорошие результаты при отсутствии конденсации углеводородов. По данному методу точка росы может быть определена с точностью ± 0,1°С. Однако этот метод не применим при определении точки росы газа, осушенного растворами диэтиленгликоля, из-за конденсации в газе. 2ым распространенным методом для определения влагосодержания газа является абсорбционный при помощи диэтиленгликоля с последующим титрованием раствора до полного отделения воды, абсорбированной из газового потока. Титрометрическим методом влагосодержание природных газов определяется с точностью до 0,01 г/м3 как при низких, так и при высоких давлениях. Влагосодержание природных газов, насыщенных парами воды, при нормальных условиях можно определить и по номограмме. На ней нанесена равновесная кривая гидратообразования, ограничивающая определенную область, в которой влагосодержание газов должно определяться из условия равновесия паров воды над гидратами. Определение влагосодержания по данной номограмме дает ошибку, не превышающую 4%, что вполне допустимо. Влагосодержание природного газа растёт с повышением температуры и падает с повышением давления. Кроме того, влагосодержание уменьшается с увеличением молекулярного веса, а также с увеличением солености воды. Влияние молекулярного веса на влагосодержание газа возрастает с повышением температуры. Однако ввиду того, что все природные газы от метана до газов с плотностью 1,0 имеют молекулярный вес между 16 и 30, последний не изменяет влагосодержание природных газов более чем на 3 - 5 %. Присутствие в составе газа СО2 и Н2S увеличивает его влагосодержание, a N2 - уменьшает. При разработке месторождения пластовое давление уменьшается по мере отбора газа, а влажность газа увеличивается. При этом влажность газа изменяется в зависимости от давления и температуры при движении газа в системе обустройства. Кроме того, влагосодержание газа изменяется в течение всего периода разработки месторождения с колебанием перепада давления при дросселировании газа. Влагосодержание газа во всей системе пласт - скважина - газопровод возрастает с падением пластового давления.
20.Гидраты и методы борьбы с ними.

Если вода переохлажденная, упругость диссоциации гидрата меньше, чем при наличии льда. Следовательно, для образования гидратов необходимо, чтобы парциальное давление паров воды над гидратом было выше упругости этих паров в составе гидрата. На изменение температуры образования гидратов влияют: состав гидратообразователя, чистота воды, турбулентность, и т.д. Изменение равновесной температуры гидратообразования также зависит и от скорости охлаждения системы гидратообразователь - вода. Методы борьбы с гидратами могут быть как предупреждающими, так и разрушающими уже образовавшихся гидратов. Для предупреждения гидратообразования могут применяться следующие способы:

1)Поддержание температуры потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляции трубопроводов и подбора режима эксплуатации, обеспечивающую максимальную температуру газового потока;

2)Понижение температуры точки росы газа т.е. уменьшением давления при транспорте газа (при этом с понижением температур точек росы снижается также температура начала образования гидратов);

3)Нейтрализацией воды, выпадающей в жидком виде;

4)Очисткой газа от паров воды т.е. газоосушка. Уменьшение давления при транспорте газа обычно используется только для ликвидации гидратных пробок путём выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи, но не как средство предупреждения образования гидратов, потому что это связано с одновременным уменьшением пропускной способности газопровода.

21.Реологические параметры неньютоновских нефтей.

Структурно-механические свойства движущихся неньютоновских жидкостей изучает наука – реология.

Реологические характеристики нефти в значительной степени определяются содержанием в ней смол, асфальтенов, твердого парафина.. Асфальтены за счет плохой растворимости в углеводородах представляют собой коллоидные системы. При значительном содержании парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости сдвига, т.е. приобретает свойства неньютоновских жидкостей. Как известно, вязкость ньютоновских жидкостей зависит только от температуры и давления; касательное напряжение τ, возникающее в движущихся слоях жидкости, пропорционально градиенту скорости τ = - dV/dy

Данное уравнение записывается в форме, аналогичной закону Гука и путем некоторых преобразований получаем: dV/dt = τ/μ , следовательно, у ньютоновских жидкостей скорость сдвига прямо пропорциональна касательному напряжению и обратно пропорциональна вязкости жидкости. Данное уравнение называют реологическим уравнением. Вязкость неньютоновской жидкости зависит не только от давления и температуры, но и от скорости деформации сдвига и предыстории состояния жидкости (от времени ее нахождения в спокойном состоянии). Свойства этих жидкостей описываются реологическим уравнением другого вида: dV/dt = f(τ). В зависимости от вида функции f(τ) эти жидкости разделяются на три вида:

1) бингамовские пластики;

2) псевдопластики;

3) дилатантные жидкости

Реологические кривые для различных видов жидкостей приведены на рисунке.



Реологическая кривая 1 относится к бингамовским пластикам. В этом случае нефть проявляет свойства пластической жидкости. В состоянии равновесия нефтяная система ведет себя как пластическая жидкость (рис.3.12) и обладает некоторой пространственной структурой, способной сопротивляться сдвигающему напряжению τ, пока величина его не превысит значение статического напряжения сдвига τ0. После достижения некоторой скорости сдвига нефть способна течь как ньютоновская жидкость.
22.Свойства нефти в пластовых условиях.

23.Факторы, влияющие на реологические параметры нефтей.

24.Растворимость газа и воды в нефти, факторы, влияющие на нее.

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д. Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворятся в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри: Vг= PVж или =KP,где V_ж– объём жидкости-растворителя;– коэффициент растворимости газа;V_г – количество газа, растворённого при данной температуре; Р – давление газа над поверхностью жидкости К – константа Генри К=f(). Коэффициент растворимости газа  показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении: = .Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости, называется давлением насыщения.Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии. Если пластовое давление больше давления насыщения, то весь газ растворён в нефти.Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти. С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры – падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды. Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости. Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования.Коэффициент разгазирования – количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование.

25.Давления насыщения нефти газом и методы ее определения.
26.Факторы, влияющие на давление насыщения.
27.Виды пластовых вод.

Различают следующие виды пластовых вод: краевые воды, заполняющие поры вокруг залежи – 1; подошвенные воды, заполняющие поры коллектора под залежью – 2; остаточные воды, оставшиеся со времён образования залежи – 3; промежуточные воды, расположенные между продуктивными пропластками, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в нефтяном пласте – 4; верхние – 5; нижние – 6. 1 и 2 - Подошвенными и краевыми принято называть воды, заполняющие поры коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов. 3 - В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной. 4 - Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте. 5,6 - Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтеносного пласта. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Следовательно, её свойства будут влиять на количество вытесняемой из пласта нефти, так как одни воды лучше отмывают нефть, другие - хуже. Поэтому свойства пластовых вод имеют большое значение в промысловой практике.
28.Дифференциальная и контактная дегазация.

Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование. В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления ниже давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и происходит дифференциальное разгазирование.


29.Вытеснение нефти из пласта водой.
30.Вытеснение нефти из пласта газом.

31.Коэффициент нефтеотдачи и факторы, влияющие на нее.

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной. При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70% . Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее зна¬чение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с боль¬шими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способ-ностью, чем газ. Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффек¬тивности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти. Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффек¬тивное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее сниже¬ние эффективности расширения газовой шапки также обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приво¬дит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается. Совместное движение различных несмешиваю¬щихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные си¬лы проявляются во много раз больше, чем при "поршневом" вытеснении нефти водой. На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород, свойства пористой среды и условия вытеснения нефти водой и газом. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.
32.Вытеснение нефти из пласта растворителями.
33.Коэффициент газоотдачи пласта и методы его повышения.
34.Коэффициент компонентоотдачи пласта и методы его повышения.
35.Вытеснение нефти водой из гидрофильных пород.

Технология скважинной добычи нефти и газа

1.Нефтегазовые месторождения и залежи

2.Стадии разработки нефтяных месторождений

Можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин.

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом.

Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти.
3.Баланс энергии в залежи

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным либо механизированным способами. Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wn поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wu. Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление. На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс: W1 + W2 + W3 = Wn + Wu

где W1 - энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

W2 - энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование; W3 - энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины; Wn - энергия пласта; Wu - энергия привносимая извне. если Wu = 0, то эксплуатация называется фонтанной; при Wu 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти. Передача энергии Wu осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.