Реферат : Шпоры по нефтедобыче 


Полнотекстовый поиск по базе:

Главная >> Реферат >> Технология


Шпоры по нефтедобыче




1.2 Коллекторские св-ва терригенных горных и карбонатных (трещиноватых) пород.

Гранулометрический состав –это % -ое содержание в горной породе зерен различной величены. Его определяют с помощью ситового или седиментационного анализа.

%

0,05 dч мм

Формула Стокса:

V=gd2/18y(p1/p2-1)- всё зависит от d частиц V-скорость оседания частиц в воде м/с; g-ускорение силы тяжести м/с^2;р1,р2-это плотность частиц породы и жидкости; у- кинематическая вязкость жидкости м^2/с

2)Пористость-это отношение суммарного объёма всех пор к видимому объёму породы m = Vпор/Vобр=(Vобр-Vзер)/V; доля ед. или %

Mмах=47,6 %

Ммin =25,8 %

Для песков m =0,2:0,25.Для песчанников m= 0,1:0,3

3)Пронецаемость- это способность горных пород пропускать через флюиды при перепаде давления.

Коэ -т проницаемости опред-ся по формуле А. Дарси W=(K/M)*((P1-P2)/L) К- коэ - т проницаемости; L-расстояние, где замерены давления. Скорость линейной фильтрации: V=Q/S Q=м^3/с S=м^2 Q-зависит от объёмного расхода. k =QML/ p S

k =м^2 М-вязкость жидкости =Па *с ;

р =(р1-р2)=Па

1 Дарси=1.02*10^(-12)м^2=1 мкм^2

Абсолютная проницаемость- наблюдающаяся при фильтрации ч/з породу одной к-л жидкости или газа.

Фазовая проницаемость (эффективная) - проницаемость пористой среды для данной жидкости или газа при одновременном наличие в порах др. жидкости или газа. она зависит от св-в горной породы и св-в флюидов.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Доля/ед.

Sн

100%

kв kн

0,20,40,60,81

4) Удельная поверхность- отношение общей поверхности открытых поровых каналов к объему породы

Fуд=Sпов.к/Vобразца=м^2/м^3; Fуд=с*m*корень m/k=м^-1; к-проницаемость; с-коэ-т песчаности (с=0,353);m-пористость (доля/ед)

Большей частью нефтяной залежи которым характерна трещиноватость к карбонатным отложениям, поровое пространство которых состоит из межзернового объёма блоков на которыхр азбит пласт трещинами и объема самих трещин микропластовых пустот и каверн. Поровое пространство трещин рассматривается как система двух видов:1)межзернового порового пространства блоков и систем трещин, вложенная одна в другую , поэтому кроме рассмотренных коллекторовых св-в еще и рассматриваются следующие св-ва: а) трещенная пустотность и проницаемость ; б)густота; в)плотность; г) росскрытость трещин.

Степень трещинности породы характеризуется объёмной(Т) и поверхностной (Р) плотностью трещин и их густотой (Г) Т=S/V; Г=

N/ L; Р=Е/ F; S-площадь половины поверхности всех стенок трещин секущих объём породы; E- суммарная длина всех следов трещин выходящих на поверхность S-ю F;

n- число трещин секущих нормаль трещин в элементе длины L; mт=в*т; в- росскрытость трещин ; Т- объёмная плотность трещин . Проницаемость трещин (Кт) – зависит от mт.

Кт=85000*в^2*mт=85000в^3*т; в=14:80 мкм; k=0.01 мкм^2

6.5 Газлифтная эксплуатация скв-н и применяемые оборудование. Пуск газлифтных скв-н в эксплуатацию. Конструкция подъёмника д/о обеспечить в скв-не наличие 2-х каналов : 1) для закачке газа ; 2) для подъёма ГЖЗ на поверхность . Придуман Лифт Полем.

В зависимости от числа рядов труб концентрично расположенных в скв-не различают следующие конструкции подъёмников

1)однорядные; 2) полуторорядные;3) двух рядные. Двух и полуторорядные конструкции

подъемников внешний

ряд труб спускают до интервала перфорации для улучшения условий выноса песка из-за большой металлоемкости , стоимости, осложнения при высокой глубины спуска труб, эти две разновидности применяются очень редко. Их использование оправдано, вынужденная мера при отсутствии герметичности колонны. Однородная конструкция подъёмников наименее металлоёмкая и дешевая, обеспечивающая возможность свободного изменения диаметра и длины подъемных труб. ГЖЗ

газ

газ

ГЖЗ

Однородный

ГЖЗ

Полуторорядный ГЖЗ

Газ

двухрядный

В зависимости от направления подачи газа различают: 1) кольцевую; 2) центральную систему подъемников. При кольцевой системе газ закачивают в кольцевое пространство при центральной трубе. В основном применяют кольцевую систему подачи газа.

Рпусковая Рраб

Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию осуществляется для ввода в работу новых и отремонтированных скважин перед пуском скв-на заполнена, жидкостью (дегазированная нефть ). Уровень ее соответствует пластовому давлению. Сущность пуска заключается в вытеснение жидкости газом, с линии газоподачи до башмака подъема труб методом про давки и ввода газа в подъемные трубы.

Пусковое давление-это наибольшее давление газа возникающая при пуске . Рабочее давление –это давление закачки газа в процессе эксплуатации.

Методы снижения пускового давления.

1)переключение газа с кольцевого на центральную систему (сначала газ закачивают в центральные трубы ,а для работы переводят на кольцевую систему) 2)продавка жидкости в пласт (при этом можно снизить уровень жидкости в скважине при длительной репрессии на пласт ) ;3)применение пусковых отверстии . Сущность метода заключается в том что в подъемных трубах предварительно сверлят пусковые отверстия на определенных расстояниях от устья и между собой. 4) Использование пусковых газлитных клапанов. В момент поступления газа в подъемные трубы через каждый последущиий клапан закрывается предыдущий . При работе скв-ны газ подается в трубы через нижний рабочий газлитный клапан или башмак НКТ() при закрытых верхних пусковых клапанах. Метод используется при однородных конструкциях подъемников.

6.3 Фонтанная эксплуатация . Виды и условия фонт-вания. На основании уравнения баланса энергии в добывающей скв-не запишем уравнение давлений баланса в фонтанной скв-не: Рз-Ру=Рг.ст+Рин+Ртр, где Рг.ст –pжgH,-Дарси Вейсбаха где потеря давления на трении Ртр=

Н/D*V^2/2*pж, Рз- забойное давление , Ру –давление устья, Рг.ст- потеря давления на преодоление г. стат. столба ж-ти в скв-не. Ртр-потеря давления на инновационные сопротивления; - коэф-т гидравлического сопротивления. В зависимости соотношения забойного давления и давления на устье с забойным давлением, давления насыщения выделяет два вида фонтанирования : 1)Артезианское фонтанирование –т.е. фон-ие происходит за счет напора пластовой жидкости . В скв-не наблюдается обычный перелив жидкости, движущаяся негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ и обсадной колонной нах-ся жид-ть. В чем можно убедиться открыв кран под манометром , показывающее затрубное давление. Усл-ие сущ-ия:

2)газлифтное фонт-ие Рзаб>Рнас;Руст>Рнас

Ру

Рзаб

Рзаб>Рнас; Ру <Рнас

Ру

Рзаб

Рзаб<=Рнас

Ру<Рнас

Рзаб

Ру

1) Артезианское; 2) газлифтное фонтан-ие с началом выделения газа в стволе скв-ны. В пласте движется негазированная жидкость , в скв-не газожидкостная смесь Рзаб=0,1:0,5; 3) с началом выделения газа в пласте, в пласте движется газированная жидкость на забой к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь, После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ , часть газа отделяется, поступает в затрубное пространство , где и накопляется уровень жидкости в кольцевом пространстве понижается из-за скопившегося газа и достигает башмака НКТ. При Рзаб<Рнас -уровень жидкости устанавливается у башмака НКТ.

6.4 Оборудование скважин. Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.Для эксплуатации фонтанных и газлифтных скв-н используют оборудования, обеспечивающие отбор продукции проведения необходимых технологических операции гарантирующие за счет ОС. Основные элементы:1) насос но - комплонажные трубы (НКТ);2)фонтанная арматура -оборудование устья. В качестве НКТ используют стальные трубы(диаметром 60-70 м.) Трубы исполнения П. бывают длиной 10м, трубы исполнения В=5,5:5,8м. Бывают в обычном и высоко герметичном исполнение. Фонтанная арматура подбирается по рабочему давлению на устье скв-ны.

7.4 Подача штанговой насосной установки. Факторы влияющие на подачу ШСНУ. Подача установки: 1) при ходе плунжера вверх вытесняется объём жидкости V1 =(F-fшт.)*S, S -длина хода балансира, штока. F-площадь сечения плунжера. F шт. - площадь сечения штанг. 2) При ходе плунжера вниз вытесняется объём жидкости V= fшт.*S 3) Объём жидкости за полный ход V2 =(F-fшт.)*S+fшт.*S= F* S 4) Минутная подача установки Q=F*S*n n-число качания головки балансира в 1 мин. 5) теоретическая подача установки в сутки Qтеор.=1440*F*S*n. Если отношение Qфак./ Qтеор =а – коэф-т подачи установки. 0,6<a<0,8-это считается нормальной. 6) Qфак=

1440*F*S*n*а. Факторы влияющие на подачу насоса: ап =ад* анап* аус*аут ; ад -фактор харак-ий влияние деформации штанг и труб. ад= Sпл./ Sп.шт. Sпл-длина плунжера. Sп.шт. –длина полировачного штока. анап - фактор характерезующии степень наполнения насоса жидкостью. Влияние газа на выполнение и подачу насоса учитывается коэф-ом наполнения насосом. анап= Vж /Vs

Vж-объём жидкости поступившей в цилиндр насоса на протяжение входа всасывания ; Vs- при всасывание ; аус- фактор харак-ии влияние усадки жидкости. Аус=1/В В-объёмный коэф-т жидкости . аут- фактор учитывающий влияние утечек жидкости. Утечки жидкости вазможны ч/з зазор м/у цилиндром и плунжером насоса, клапонах насоса в следствии износа и ч/з неплотности мухтовых соединений насосно-камплотажных труб. аут=1-qут/ Q Q= qут+Q Q – предполагаемая подача; qут-расход утечки.

.

4.1Обект, система и технология разработки.

Нефтяное месторождение-это

скопление углеводородов в земной коре, приуроченные одной или нескольким локалецевым структурам находящиеся в близи одного населенного пункта. Во многих случаях отдельные нефте- газоносные пласты отделены друг от друга пачками непроницаемых пластов. Такие обособленные пласты ,отличаются своим свойством, могут разрабатываться по разным технологиям. Объект разработки, исключительно выделенное в приделах месторождения геологическим образовавшие пласт, массив ,совокупность пластов ,содержащие запасы углеводородов которые извлекают из недр определенные группы скважин. Если включить в объект все пласты в пределах месторождений, то понятие объекта и месторождений будут равнозначными.. При выделении объекта следует учитывать: 1) геолого-физические свойства пород отличаются по проницаемости, коллекторным свойствам, толщине в большинстве случаев не целесообразно разрабатывать как один объект. 2)физико-химические свойства флюидов – пласты, содержащие нефть различной вязкости, содержащем парафин, содержащем бензин м/т создавать причины нецелесообразны объединения в один объект. 3) фазовое состояние углеводородов. 4) условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. 5) техника и технология эксплуатации скважин.

1

2

3 1, 2 – вспомогательные; 3- основной. Показатели: запасы ( млн. т. ), 2) толщина пласта ( м ) ; 3) проницаемость ( 10^-3 мкм^2) вязкость(10^-3 Па*с).

5.2 Методы повышения нефтеотдачи. Все методы, повышающие коэф-т нефти извлечения м/о разделить на 3 группы: 1) усовершенствование процесса завод нения; 2) тепловые методы воздействия на залежи в целом; 3)закачка в пласты растворителей. К 1-ой группе методов отн-ся наводнение нефтяных пластов с добавками к закачиваемой в пласты воды , различных хим. Реагентов ( ПАВ, высоко вязкие полимеры) , использование двуокиси углерода в различных модификациях(смесь углеводов с водой, ПАВ). Область применения данной группы ограничивается с залежами с повышенной вязкостью нефти от 10-30сП приуроченных к пластам с проницаемостью обеспечивающие промышленную приемистость водяных нагнетательных св-ин. Ко 2-ой группе относятся процесс внутри пластового давления с созданием и перемещением фронта горения в пласте или высокой температурной зоны и закачка в пласты теплоносителей ( перегретый пар, горячая вода). Методы применяют пластах с залежью с высоковязкой нефтью равной или более 20-30 сП и пластов, обеспечивающих приемистость по воздуху или теплоносителю. 3-ая группа основана на достижении смешанности в пластовых условиях нефти и вытесняющего агента (жирный углеводородный газ высокого давления, двуокиси углерода, сжиженный газ, спирт). Методы применяются для залежей с легкой нефтью с не большой вязкостью, но приуроченные к пластам с низкой проницаемостью или пласты с глинистыми включениями, которые разбухают в контакте с закачиваемой водой и при этом резко снижают проницаемость водо-нагнетательных скв-н. При закачке в нефти насыщенные пласты с добавкой ПАВ с концентрацией 0,05 % прирост коэф-та нефти извлечения составляет 6-8% от начальных запасов.

1.3. Физико-механические и тепловые свойства горных пород. К ним относятся: упругость эластичность, прочность, нажатие , разрыв. Их необходимо знать для решения практических задач проектирования гидравлического разрыва пласта, торпедирование учета распределения давления в коллекторе. Месторождения разработанные с заводнением ( в пласт закачав воду) значительного снижения пластовой плотности не происходит. Поэтому в большинстве случаев возникают упругие деформации пористых сред. Расширяющиеся при этом горных пород и пластовой жидкости обладают упругим запасом, которые количественно оценивают коэф-ом объемной упругости пласта. (Всредн.=(1/V)*(dVпор /dP)); V-объем образца породы; dVпор-изменение или увеличение давления на dP; В средн.-зависит от состава, строения и св-в гор. породы, а так же от давления. Всредн.= (0,3 : 3)*10^(-10) Па^(-1) При снижения или увеличении Р пластов объем жидкости т/же изменяется, который харак-ся Коэф-том сжимаемости жидкости Вж=(1/ V)*(dV/dP); V-объем жидкости ; dV- его изменение при изменении давления на dP. Вн=(4:140)*10^(-10) Па^(-1) Для учета суммарной сжимаемости пор и жидкостей. В.Н. Щелкачевым была получена формула: В*=Вс+мВм Па^(-1); м-пористость . Тепловые св-ва. Хар-ся удельной теплоемкостью, коэф-ом тепло проводимости, температура тепло проводимости, коэф-т линейного расширения. Тепло-проводимость горных пород по сравнению с Ме очень низка, поэтому для прогрева на 50-60 градусов породу при забойной зоны на глубину 2-3 метра нагревают приборы выдерживающие в течение десятков часов. Процесс м/о ускорить, если совместить тепловую обработку с ультро-звуковым воздействием

1.1 Условия залегания в пласт нефти, воды и газа. Характерным признаком, осадочной пароды яв-ся их стоимость. Каждый класс ограничен снизу подошвой, сверху кровлей. Первичная форма залегания пластов, почти горизонтальна, но земная кора всегда находится в движении в результате чего пласт принимает любое наклонное положение. Земная кора в одних местах повышается, в других образуются складки и трещины. Для накопления нефти нужны особые условия . Нефтяные залежи

Похожие работы:

  • Охрана литосферы

    Реферат >> Экология
    ... вся полоса побережья застроена бетонными шпорами. Здесь зону поверхности литосферы ... Апшероне - в самом старом районе нефтедобычи, и двигалась из области альпийской ... этой волны сопровождалось резким падением нефтедобычи по всему региону. Прохождение волны ...