Основная часть. Теоретическая часть Физические свойства нефти
 Скачать 183.66 Kb.
|
|
Теоретическая часть Физические свойства нефти. Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти на дневной поверхности. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворённого газа. Физические характеристики нефти в пластовых условиях необходимо знать при подсчёте запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии извлечения нефти из пласта, способа транспортировки нефти. Некоторые вопросы геологической истории решаются с учётом сведений об изменении физических свойств нефтей по разрезу. Плотностью нефти rн называется масса нефти в единице её объема. Плотность пластовой нефти определяют при анализе проб, отобранных из скважин глубинными пробоотборниками. В пластовых условиях плотность нефти всегда меньше, чем на поверхности, потому что на глубине нефть газированная и горячая. Обычно плотность нефтей находится в пределах 0,82–0,92 г/см3, (или 820–920 кг/м3), но есть нефти с плотностью 0,70 и 1,07 г/см3. Это зависит от группового состава. Нефти с преобладанием метановых углеводородов самые лёгкие, ароматические тяжелее, смолистые самые тяжёлые. В лёгких нефтях высокое содержание низкокипящих фракций (бензин, керосин), а в тяжёлых нефтях больше высококипящих фракций (асфальтены, смолы), поэтому плотность нефти дает первое приближенное представление об её составе. Лёгкие нефти с плотностью до 0,88 г/см3 наиболее ценные, так как содержат больше бензиновых и масляных фракций. Вязкость – свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению её частиц при движении. Вязкость определяется касательной силой, которую нужно приложить к единице площади сдвигаемого слоя, чтобы поддержать в нём течение с постоянным градиентом скорости, равным единице. Эту величину h принято называть динамической вязкостью; она имеет размерность Па  с. На практике чаще всего пользуются кинематической вязкостью; она равна отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения. Единицы её измерения м2/с или см2/c. Один см2/с – это стокс (1 Ст = 10–4 м2/с). Вязкость изменяется в широких пределах и зависит от химического и фракционного состава нефти. Вязкость нефти примерно в 10 раз больше вязкости воды и в 100 раз больше вязкости газа. Поэтому при движении в пласте поровых флюидов газ проскальзывает к скважинам в первую очередь, затем по проницаемым прослоям идёт вода, а нефть из-за высокой вязкости отстаёт в своем движении. С понижением температуры вязкость любой жидкости резко уменьшается. Поэтому во время перекачки вязких нефтей и мазутов по трубопроводам их обычно подогревают.Температура кипения углеводородов зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения. Она повышается в ряду парафины – нафтены – арены. Пределы кипения фракций при атмосферном давлении указаны в пункте 2.2.1. Остаток – это мазут, температура кипения которого выше 350 оС. Испаряемость – свойство нефтей переходить из жидкого в газообразное состояние при меньшей температуре, чем температура кипения. Углеводородные жидкости испаряются до тех пор, пока газовое пространство над ними будет полностью насыщено углеводородами. Люди чувствуют запах углеводородов. Большое количество лёгких фракций (пропан, бутан) и высокая температура увеличивают скорость испарения. Полагают, что ежегодно 1–3 % добываемой нефти улетучиваются в атмосферу. При общемировой добыче 3, 3 млрд. т в год это составляет примерно 50 млн. т . Средний коэффициент нефтеизвлечения составляет около 0,33. Получается, за год люди теряют месторождение нефти с запасами 150 млн. т. Все системы сбора, транспортировки и переработки нефти должны быть герметичны. Температура застывания и плавления нефти зависит от содержания в ней твердых парафинов с числом атомов углерода больше 16. Грозненская парафиновая нефть плотностью 0,838 г/см3 застывает при температуре минус 11 оС, а грозненская беспарафиновая плотностью 0,863 г/см3 при минус 20 оС. Смолистые вещества значительно понижают температуру застывания. Охинская смолистая нефть плотностью 0,925 г/см3 остается текучей даже при очень сильных морозах. Температура вспышкипаров– это температура, при которой пары нагретой жидкости образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении огня. Жидкости с температурой вспышки до 60 оС относят к легковоспламеняющимся, выше 61 оС – к горючим. У сырой нефти температура вспышки колеблется от 35 до 120 оС в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Нефть – диэлектрик, поэтому с помощью электрических геофизических методов можно распознавать в скважине нефтенасыщенные пласты. При движении углеводородных жидкостей из-за трения частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей нефть и нефтепродукты электризуются,ивозникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения достаточно разряда с энергией 4–8 кВт. Поэтому при перевозке нефти и нефтепродуктов требуется заземление токопроводящих элементов оборудования, а перекачивать их по трубопроводам нужно со скоростью не более 10 м/с. Поверхностное натяжение характеризует противодействие силам, стремящимся к изменению формы поверхности. Оно существует на границе раздела двух любых фаз и измеряется в системе СИ в Дж/м2. Поверхностное натяжение характеризует молекулярные силы сцепления между твёрдыми частицами и флюидами. Молекулярные силы сцепления между водой и породой больше, чем между нефтью и породой. Эта особенность позволяет нефти мигрировать по проницаемым водоносным горизонтам. Поверхностное натяжение можно уменьшить, добавляя в жидкость поверхностно-активные вещества (ПАВ) – типа стиральных порошков. ПАВ часто применяют при добыче нефти. Газовый фактор. В условиях пластового давления в нефти всегда растворено некоторое количество газа, достигающее 600 м3 на 1 м3 нефти, иногда и больше. Растворённый газ резко снижает плотность и вязкость нефти, увеличивает её сжимаемость и объём. Объёмный коэффициент – это отношение объема нефти с растворённым в ней газом в пластовых условиях к объёму этой же нефти после дегазации в нормальных условиях. Величина не имеет размерности; обычно объёмный коэффициент равен 1,1–2,0, но бывает и больше трёх. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение единицы объёма нефти при изменении давления. Негазированная нефть имеет коэффициенты сжимаемости в диапазоне от 4 10–4 до 7 10–4 1/Па.Прочие физические свойства. Нефть люминесцирует в ультрафиолетовом свете, благодаря чему с помощью люминесцентного анализа можно обнаружить в породе или воде тысячные доли процента нефти. Теплота сгорания характеризуют энергетическую ценность нефтей. Нефть растворима в органических растворителях. В воде при обычных условиях она практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. Системы разработки многопластовых месторождений. Различают многопластовые и однопластовые нефтяные и газовые месторождения. Многопластовым следует называть такое месторождение, на котором отдельные залежи приурочены к пластам, занимающим самостоятельное положение в разрезе, характеризующимся индивидуальными геолого-физическими свойствами, физикохимическими свойствами нефтей и размерами залежей и разделенным между собой толщами непродуктивных пород большей или меньшей мощности. При проектировании разработки однопластового месторождения решается вопрос о вводе в разработку одной залежи (одного эксплуатационного объекта). При вводе в разработку многопластового месторождения необходимо решить задачу — в каком порядке следует вовлекать в эксплуатацию разведанные залежи продуктивных пластов. С этой целью изучают все продуктивные пласты, оценивают содержащиеся в них запасы нефти и газа, дебиты, фильтрационные характеристики, физико-химические и товарные свойства нефти и газа. Комплексная геолого-промысловая оценка всех залежей позволяет выбрать соответствующий порядок ввода их в разработку. Существуют три варианта систем разработки многопластовых месторождений: 1) сверху вниз; 2) снизу вверх; 3) комбинированная. Систему разработки сверху вниз (рис. 20) применяли с момента возникновения нефтяной промышленности и до середины 20-х годов двадцатого столетия. Бурили ударным способом, скважина вскрывала лишь верхний горизонт, выявленный разведочными работами в разрезе многопластового месторождения. Разведку нижележащих горизонтов, характеризующихся обычно большими запасами нефти, лучшей продуктивностью скважин, удавалось проводить обычно уже после истощения и выработки верхнего горизонта. Такая система разработки, во-первых, не позволяла оценить ресурсы месторождения в целом, выявить наиболее продуктивные пласты, во-вторых, удлиняла сроки разведки и разработки месторождений, наращивание добычи происходило медленными темпами. В-третьих, эта система требовала большого числа эксплуатационных труб, что приводило к значительному росту капитальных вложений и себестоимости нефти. Систему разработки снизу вверх (рис. 21) начали применять с момента внедрения новой технологии — вращательного бурения, позволяющего первыми разведочными скважинами вскрывать весь нефтегазоносный разрез (или его большую часть) и изолировать все продуктивные пласты. Такая система разработки позволяла оценивать потенциальные ресурсы месторождения и разрабатывать вышележащие пласты путем возврата скважин после истощения нижележащих горизонтов, значительно уменьшать объем разведочного и эксплуатационного бурения, сокращать капитальные вложения в разработку месторождения. В то же время и эта система не давала возможности быстро увеличивать добычу нефти и газа, сокращать сроки разработки месторождения в целом. Естественно, что такая система разработки не могла обеспечить промышленность страны топливом. Потребность в значительном увеличении добычи нефти привела к необходимости разбуривания многопластового месторождения несколькими сериями добывающих скважин. По результатам разведочных работ в пределах месторождения выделяют несколько этажей разработки, на каждый из которых планируют соответствующую серию добывающих скважин. Каждую серию добывающих скважин можно бурить как одновременно, так и последовательно. Такая система разработки получила название комбинированной (рис.22). Этажом разработки следует называть один или несколько продуктивных пластов, эксплуатируемых одной серией  Рис. 20. Схема разработки многопластового нефтяного месторождения по системе сверху вниз  Рис. 21. Схема разработки многопластового нефтяного месторождения по системе снизу вверх скважин. Залежи в пределах, этажа разрабатывают только по системе снизу вверх. Этажи разработки можно разбуривать по системе снизу вверх, сверху вниз либо одновременно. В пределах этажа разработки выделяют эксплуатационные объекты и объекты возврата. Эксплуатационным объектом называется один или группа пластов, предназначенных для одновременно самостоятельной разработки одной серией скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из них отдельно. Другими словами, подразумевается, что пласты, объединенные в эксплуатационный объект, вскрываются в каждой скважине общим фильтром. Эксплуатационный объект, в который объединяется несколько залежей различных продуктивных пластов (или несколько пластов одной залежи), называют многопластовым эксплуатационным объектом. При выделении в эксплуатационный объект неоднородного пласта большой мощности или нескольких неоднородных пластов при их разработке могут потребоваться дополнительные мероприятия по выработке либо отдельных интервалов разреза пластов большой мощности, либо отдельных пластов многопластового эксплуатационного объекта. Тогда объектом разработки следует называть либо каждый пласт многопластового эксплуатационного объекта, либо отдельные интервалы мощного продуктивного пласта, по которым осуществляют контроль и регулирование разработок. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки. Возвратным объектом эксплуатации называют один или несколько продуктивных пластов, на которые возвращают до-  Рис. 22. Схема разработки многопластового нефтяного месторождения по комбинированной системе: I, II, III —этажи разработки; а — базисный горизонт; б — возвратный горизонт бывающие скважины в пределах этажа разработки после окончания выработки нижележащего эксплуатационного объекта. При разработке многопластовых месторождений необходимо установить возможности одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) воды в одной скважине. Для этих целей применяют специальное оборудование, позволяющее в одну скважину опускать несколько колонн насосно-компрессорных труб. Таким образом, преимущество комбинированной системы разработки заключается в том, что с учетом геолого-промысловых особенностей каждого многопластового месторождения можно запроектировать свою, соответствующую рациональную систему разработки, за короткие сроки достигнуть необходимого уровня добычи, максимальных коэффициентов нефтегазоотдачи, обеспечить минимальную себестоимость нефти и газа. Вторичные методы воздействия на пласт. Площадное заводнение, форсированный отбор жидкости. Вторичные способы – это способы разработки, в которых извлечение нефти из пласта происходит с использованием поддержания внутрипластовой энергии за счет закачки воды или газа (в газовую шапку). Другими словами, вторичные способы основаны на искусственном поддержании пластового давления. По сути, есть только два метода, которые относятся к вторичным: α Поддержание пластового давления закачкой воды. В этом случае реализуется водонапорный режим эксплуатации залежи. β Поддержание пластового давления закачкой газа в газовую шапку (для залежей с наличием газовой шапки). В этом случае реализуется газонапорный режим. Вторичные способы разработки нефтяных месторождений – наиболее распространенные. Площадное заводнение также разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку. Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными ранее. Это обусловлено тем, что в рамках систем с площадным заводнением каждая добывающая скважина с самого начала разработки непосредственно контактирует с нагнетательными, в то время как, например, при внутриконтурном разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних (первых) добывающих рядов. Кроме того, при площадном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин, чем при ранее рассмотренных системах. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т. е. разной величиной отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин. Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1: для семиточечной прямой—0,5, обращенной—2: для девятиточечной прямой—0,33, обращенной—3; для ячеистой—4—6.  Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы разработки с равными расстояниями между всеми скважинами. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элементы системы. Эти системы обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов, характеризующихся относительно однородным строением пластов и представленных терригенными или карбонатными коллекторами порового типа. Наиболее широко они применяются при разработке малопродуктивных объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или с сочетанием низкой проницаемости и повышенной вязкости. Прямые семиточечная и девятиточечная системы отличаются от соответствующих обращенных систем, показанных нарис. 23, тем, что в них нагнетательные и добывающие скважины меняются местами. Такие системы, так же как и система с разрезанием на узкие полосы, могут быть применены и для высокопродуктивных объектов при необходимости получения высоких уровней добычи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в случае больших трудностей с организацией механизированной эксплуатации скважин. Их использование может быть целесообразным также в случаях, когда продолжительность разработки месторождения ограничена какими-либо обстоятельствами, например сроком возможной эксплуатации морских сооружений в условиях шельфа. Специалистами объединения Удмуртнефть доказана целесообразность применения для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам, площадной системы заводнения, названной ими ячеистой (рис. 23г). При разработке таких залежей коллектор в добывающих скважинах ведет себя как поровый, а в нагнетательных в связи с раскрытием трещин под влиянием высокого забойного давления — как трещинно-поровый. Это обусловливает многократное превышение коэффициента приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно высокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем с равными расстояниями между всеми скважинами и с малой величиной отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин обусловливает низкий уровень добычи несмотря на большой объем закачиваемой в пласт воды, намного превышающий объем отбираемой из пласта жидкости. Ячеистая система во многом устраняет эти недостатки и повышает эффективность разработки залежей, обеспечивая резкое увеличение величины отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин (до 6: 1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях между добывающими скважинами. Таким образом, судить об активности системы воздействия в условиях трещинно-поровых коллекторов только по соотношению количеств скважин разного назначения, видимо, нельзя. Системам разработки с площадным заводнением свойственны и некоторые негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе системы после начала закачки воды, продолжительными остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями в дебитах скважин и др. Вследствие своеобразной конфигурации линий тока при площадном заводнении между скважинами могут формироваться целики (застойные зоны) нефти. В связи с низкой продуктивностью залежей, при которой применяется площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,45—0,50. Площадное заводнение в различных модификациях нашло применение на Оленьем многих других месторождений Западной Сибири и т. д. Форсированный отбор жидкости заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (в уменьшении забойного давления). Сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения забойного давления. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, низкопроницаемые пропластки. Условиями эффективного применимости метода считают: 1) обводненность продукции не менее 80-85% (начало завершающей стадии разработки); 2) высокие коэффициенты продуктивности скважин; 3) при снижении забойного давления коллектор устойчив (не разрушается); 4) обсадная колонна исправна, нет перетоков вод из других горизонтов, пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна для применения ФОЖ. Как правило, разрабатываемые залежи являются неоднородными по протяженности и по толщине, Для применения метода необходимо предварительно собрать и проанализировать информацию об эксплуатации каждой скважины: о дебитах жидкости и нефти, обводненности, забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), о составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Дебиты жидкости назначают по максимальному дебиту нефти (взятому по первым стадиям разработки). При применении форсированного отбора жидкости необходимо сравнить различные варианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном рациональном максимальном забойном давлении нагнетательных скважин и рациональном минимальном забойном давлении добывающих скважин. Технически форсированный отбор может быть осуществлен применением электронасосами с большей подачей, штанговыми насосами, работающими с полной нагрузкой. Для расширения профиля притока и приемистости перед применением ФОЖ проводят работы по интенсификации притока: кислотные обработки, ремонтно-изоляционные работы с целью изоляции высокопроницаемых обводненных пропластков. 2 Практическая часть 2.1 Решение задач №1 ЗАДАЧА 1. Оценить величину пластового давления на уровне верхних отверстий фильтра по показаниям устьевого манометра закрытой нефтяной (газовой) скважины. Данные приведены в таблице № 1, 2 Таблица№1.
Таблица№2
Решение Определение пластового давления по давлению на устье основано на том, что в остановленной скважине забойное давление, восстанавливаясь, становиться равным пластовому и уравновешивается давлением столбов газа, жидкости и устьевым давлением.  Рисунок 1. Схема уровней в скважине.   где см - плотность водонефтяной смеси, кг/м3   Пластовое давление газовой скважины:   где    -средняя температура по стволу скважины; -коэффициент сверхсжимаемости газа;где e - основание натуральных логарифмов, е=2,718. 2.2 Решение задач №2 ЗАДАЧА 2. По данным исследования нефтяной скважины на приток определить коэф- фициент продуктивности, комплекс параметров, проницаемость призабойной зоны. Данные в таблице №3 и №4. Таблица №3
Таблица 4.
РЕШЕНИЕ На миллиметровой бумаге размером не менее тетрадного листа строят в масштабе индикаторную диаграмму в координатах ΔР, Q или Рзаб, Q или Н, Q или Ндин, Q ( в зависимости от исходных данных ). Для этого определяют пере- пады давлений Р = Рпл – Рзаб или изменение уровней ΔН = Нст - Ндин для каж-дого режима и вместе с соответствующими дебетами записывают в таблицу, которую помещают на листе индикаторной диаграммы. При отсутствии Рпл или Нст перепады давлений ΔР и уровней ΔН не определяют, в табл. же заносят; Рзаб или Ндин, и соответствующие им дебиты.  2. Коэффициент продуктивности определяют по индикаторной линии и соответствующему ей уравнению притока: По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:: Qi = K· (Pпл – Pзаб)n, т/сут  где i - номер режима;  -дебит, т/сут;К - коэффициент продуктивности, т/сут МПа.     На индикаторной линии берут произвольно одну ( в координатах Q, ΔР или Q, ΔН ) или две точки ( в координатах Q, Рзаб или Q, Ндин), определяют по диаграмме соответствующие им значения ( ΔР или ΔН; Ндин), и дебитов Qр и определяют коэффициент продуктивности:  т/сут МПа - в координатах Q, ΔР.3. 3. Зная коэффициенты продуктивности, можно определит гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из соотношения:  гидропроводность:      проницаемость:      2.3 Решение задач №3 Определить приемистость нагнетательной скважины. Данные в таблице 5. Таблица 5.
РЕШЕНИЕ В данной задаче необходимо определить количество нагнетаемой в скважину воды за сутки (приемистость скважины) по известному давлению нагнетания и характеристике нагнетательной скважины. 1). Приемистость скважины в данном случае можно определить по формуле:  где: к – МКМ2; hэф – м; Рзаб, Рпл – Мпа; в = 1;  ; Rk, rc – м. Давление на забое нагнетательной скважины зависит от давления насосов на КНС и приближенно можно определить:   где: РКНС - давление на выкиде насосов кустовой насосной станции, МПа. Ргеод - давление обусловленное разностью геодезических отметок КНС и скважины.   Список используемых источников 1. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. – М.: Нефтяник, 2007. – 880 с.: ил. 2. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 2000. – 244 с. 3. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 2000. – С. 7-27. 4. Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
н ,
,
,
, кг/м