Классификация, принципиальное устройство, техническая характеристика глубинных манометров

Негосударственное образовательное учреждение

Среднего профессионального образования

«Нефтяной техникум»

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Вариант 25

 

 

Выполнил студент

заочного отделения

3 курса группы 3ИР14/1 Широбоков Дмитрий Александрович

Специальность: «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Дата выполнения: «7» января 2017 г.

 

Проверил преподаватель: Самохвалов А.А.

В результате рецензирования

получил оценку: __________, имеются замечания:_______________________

__________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________________

Контрольную работу принял(а)

_____________________________

Дата принятия: «___»_____2017 г.

Рег. №______________________

 

Ижевск 2017г.

 

Содержание

1) Классификация пород-коллекторов по происхождению……………………3

2) Давление насыщения. Газовый фактор. Влияние этих параметров на

фазовое состояние углеводородов в залежи…………………………………......4

3) Содержание основных проектных документов……………………………...6

4) Классификация, принципиальное устройство, техническая характеристика глубинных манометров………………………………………………………………..9

5) Назначение, технология щелочного заводнения…………………………….13

6) Задача №1………………………………………………………………………16

7) Задача №2………………………………………………………………………17

8) Задача №3………………………………………………………………………18

9) Список литературы………………………………………………………….....19

 

 

Классификация пород-коллекторов по происхождению

Коллектора – это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке месторождений. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа:

- гранулярные или поровые (только обломочные горные породы)

-трещинные (любые горные породы)

-каверновые (только карбонатные породы)

Выделяют три больших группы коллекторов по степени проницаемости:

-равномерно проницаемые

-неравномерно проницаемые

-трещиноватые

Выделяют пять классов коллекторов по величине эффективной пористости:

-Класс А, пористость >20%

-Класс В, пористость 15-20%

-Класс С, пористость 10-15%

-Класс D, пористость 5-10%

-Класс Е, пористость <5%

Каждый из этих классов разделяется еще на 3 группы по скорости движения жидкости. Практическое значение имеют первые четыре класса (промышленный интерес).

По характеру и природе порового пространства коллекторы делятся на 2 большие группы:

-коллекторы с межзерновыми (межгранулярными) порами;

- пески, песчаники, алевролиты

 

 

Давление насыщения. Газовый фактор. Влияние этих параметров на фазовое состояние углеводородов в залежи

Находящаяся при пластовых температурах и давлениях сложная смесь углеводородов, которую мы называем нефть значительно изменяет физические свойства после снижения давления и температуры до нормальных. Это связано с термическим расширением нефти, ее сжимаемостью и, в первую очередь, с переходом части углеводородов в газообразное состояние.

Компоненты нефти, переходящие в нормальных условиях в газообразное состояние, называют нефтяным газом, а содержание их — газовым фактором (газосодержанием) нефти. Главные компоненты нефтяного газа — легкие углеводороды (метан и этан). По сравнению с газами из чисто газовых месторождений нефтяные газы содержат значительно больше пропан-бутановой фракции, поэтому их иногда называют жирными газами. Относительная плотность нефтяных газов обычно больше единицы.

Количество растворенного в нефти газа характеризуют газовым фактором нефти, под которым подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры до стандартных условий (давление 0,1 МПа и температура 20 °С). Объем выделившегося газа также должен быть приведен к стандартным условиям. Если из нефти, занимающей в пластовых условиях объем V, выделился объем газа V, то газовый фактор Gрассчитывают по следующему соотношению:

G = Vu/Vh (2.3)

Газовый фактор выражают в м3/м или в м3/т. Он изменяется обычно от 25 до 100 м3/м3, но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефти.

Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении.

Первоначально нефть находится под действием пластового давления. Расширение ее возможно лишь при снижении давления. 11о мере снижения давления уменьшается количество газа, которое может быть потенциально растворено в данном объеме нефти. При определенном давлении газ, содержащийся в нефти, уже не может быть в ней полностью растворен и избыточная его часть переходит в свободное газообразное состояние. Это давление и принимается за давление насыщения нефти газом. По мере дальнейшего снижения давления объем выделившегося газа будет расти вплоть до полной дегазации нефти.

Давление насыщения нефти газом может равняться пластовому или быть ниже его. В первом случае нефть в пласте полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей.

Знание давления насыщения позволяет прогнозировать условия, три которых происходит переход нефти в двухфазное состояние при движении ее по пласту, в скважине и коммуникациях на поверхности.

Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры и определяется закономерностями растворения газов в жидкостях.

 

Содержание основных проектных документов.

Вид и содержание проектного документа по разработке зависит от стадии разработки месторождения, сложности и изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы следующие документы:

1)Проект пробной эксплуатации

2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации

3) Технологическая схема разработки

4)Проекты разработки

5)Уточненные проекты разработки

6)Анализ разработки

В принципе каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий, но не всегда необходимо последовательно составлять весь набор документов. Если предполагается ввести в разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом комплексе, со свойствами, аналогичными свойствам других месторождений, то можно обойтись, например, без технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации и переходить к составлению основной технологической схемы разработки.

Пробная эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в обязательном порядке, т.к. при ее проведении получают важные сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки (Дебиты, приемистость, скин-эффекты, эффективности тех или иных способов эксплуатации и др.).

В случаях, когда возникают сомнения в использовании тех или иных расстояний между скважинами, в выборе объектов разработки, или технологии извлечения нефти, необходимо составлять технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации для одного или нескольких участков месторождения.

Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. В тех.схеме устанавливается система и технология разработки. В процессе её реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения.

После составления и утверждения тех.схемы составляется проект его обустройства в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышленных нефтепроводов и их технических характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства строительство объектов разработки.

Проект разработки составляется, когда месторождение разбурено на 60-70%, но в систему и технологию ещё можно ввести изменения. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки возникнет необходимость изменения проекта, то составляется уточненный проект разработки. Согласно регламенту Министерства топлива и энергетики РФ проектные документы должны содержать:

Общие физ.-геол. сведения о месторождении, его пластах и насыщающих их нефти, газе и воде.

Геол.-физ. характеристику месторождения, строение и данные об эффективных толщинах, данные о запасах, пористости, абсолютной и относительной проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, смачиваемости коллекторов, начальном и текущем Рпл и нефтенасыщенности.

Данные гидродинамических исследований, данные о дебитах и приемистости скважин.

Данные лабораторных исследований извлечения нефти из недр, теплофизические и физ.-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефти извлечения.

Обоснование выявления объектов разработки.

Обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплуатации скважин, систем первичной переработки нефти и газа.

Характеристику источников водоснабжения и газоснабжения.

Обоснование экологической безопасности разработки.

Экономические характеристики вариантов разработки.

На каждый проектный документ должно выдаваться техническое задание и показатели входящие в него не должны быть противоречивыми.

Методы контроля, за разработкой нефтяных и газовых месторождений, задачи каждого из них. Контроль, за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

- оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

Контроль включает в себя следующие методы:

1.Промысловые методы контроля.

2.Геофизические

3.Гидродинамические

4.Физико-химические

Как правило эти методы применяются в комплексе, но каждый из них имеет определенные задачи.

1.Задачи промысловых методов.

- контроль, за динамикой дебитов скважин.

- контроль, за динамикой обводнения скважин.

- контроль, за накопленными показателями

- контроль, за степенью выработанности запасов

- оценка технологической эффективности, какого-либо ГТМ по регулированию разки.

- контроль, за распределением остаточных запасов (по степени выработанностти)

 

Классификация, принципиальное устройство, техническая характеристика глубинных манометров

Глубинные манометры предназначены для измерения давле­ния в действующих и остановленных фонтанных, компрессорных, глубинно-насосных, нагнетательных, а также в пьезометрических скважинах на забое и по стволу. По принципу действия различают следующие глубинные манометры:

пружинные геликсные — в качестве чувстви­тельного элемента применена геликсная пружина;

пружинно-поршневые — манометрический блок состоит из цилиндрической проволочной пружины и поршня, воспринимающего измеряемое давление;

пневматические — объем наполняющего при­бор газа меняется пропорционально измеряемому давлению;

мембранные со струнным преобразователем — измеряемое давление действует на мембранный чувствительный элемент, изменяя натяжение при­крепленной к нему струны, колеблющейся в поле постоянного магнита.

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: