Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. Общие сведения о месторождении (площади, залежи)
2. Геолого-физическая характеристика РНМ
2.1 Характеристика геологического строения
2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
3. Анализ текущего состояния разработки
3.1 Общая характеристика системы разработки
3.3 Характеристика показателей разработки
3.4 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
4. Расчет технологических показателей разработки
6. Охрана недр и окружающей среды при РНМ
Для современного периода развития нефтяной промышленности Российской Федерации характерна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35%. В то же время, на долю трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубоко погруженные горизонты, высоковязкая нефть, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %. Следствием ухудшения структуры запасов становится снижение коэффициента нефтеотдачи пластов. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн. т обходится в 10 - 50 раз дороже, чем из месторождений с запасами в 10 млн. т.
Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовый фактор изменяется. Это заставляет постоянно получать и непрерывно обновлять информацию о скважинах и о пласте. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на пласте тех или иных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение отбора нефти. Изучение характеристик залежей начинается сразу же после их открытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключается в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа. Для оценки извлекаемых запасов залежи, т.е. тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта, необходимо провести исследования по определению коэффициента нефтеотдачи пласта. [4]
В курсовой работе рассмотрены вопросы о данном месторождений, произведен анализ текущего состояния разработки и произведен расчет технологических показателей разработки, сделаны выводы.
1. Общие сведения о месторождении (площади, залежи)
Месторождение - это скопление углеводородов в земной коре приуроченной к одной или нескольким локализованным геологическим структурам находившимся вблизи одного и того же географического пункта.
Месторождения бывают: нефтяные, газонефтяные, газоконденсатные, газонефтеконденсатные, газовые и нефтегазовые.
Актанышкское нефтяное месторождение расположено на землях Актанышского района РТ с развитой инфраструктурой. Месторождение открыто в 1960 году и введено в разработку в 1995 году.
2. Геолого-физическая характеристика РНМ
2.1 Характеристика геологического строения
Характеристика геологического строения включает в себя: месторождение нефти и газа; залежь нефтяных и газовых месторождений.
В тектоническом отношении оно расположено на северо-восточном бортовом склоне ЮТС. На современном структурном плане выделяется ряд локальных брахиантиклинальных поднятий III порядка, вытянувшихся цепочкообразно с северо-запада на юго-восток линейно протяженных структурно-приподнятых зон, образующих Актанышское месторождение. Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения тульского, бобриковского, радаевского горизонтов, корбанатные отложения турнейского яруса нижнего карбона. Коллекторы отложений тульского, бобриковского и радаевского горизонтов сложены песчано-алевролитовыми породами (поровый тип коллектора). Нефтеносность турнейского яруса связана с корбанатными отложениями кизеловского горизонта. Весь корбанатный комплекс в пределах локальных поднятий представляет собой единую гидродинамическую систему, чередование пористо-проницаемых пород и уплотненных прослоев с развитой микротрещиноватостью и низкими изолирующими свойствами. Турнейские залежи относятся к типу массивных. Нефти месторождения по результатам исследований пластовых и поверхностных проб можно отнести к тяжелым и средним, сернистым, парафинистым, вязким. [6]
Терригенные коллекторы - Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно *ТИ породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.
Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими .аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.
Карбонатные коллекторы - Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами. [4]
К коллекторским свойствам относят: Пористость - это наличие пустот в породе не заполненных твердым веществом. Этот показатель характеризуется коэффициентом полной и открытой пористости. Коэффициентом полной (абсолютной) пористости называют отношение Vпор образца к видимому объему Vобр.
Коэффициентом открытой пористости называют отношение объема открытых пор, сообщенных между собой пор, к видимому объему образца. Коэффициент пористости определяют по кернам извлеченным из скважины. Проницаемость - это способность коллектора пропускать через себя пластовые флюиды (нефть, газ и т.д.) при наличии перепада давления.
Характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется по формуле линейного закона фильтрации Дарси в СИ мІ (мкмІ), обозначается латинской буквой k. За единицу проницаемости в Дарси (1Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью (1смІ) и длинной (1см) при перепаде давления (1кг\ смІ) расход жидкости вязкостью составляет(1смі\сек)
Нефтенасыщенность пласта - содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства. подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости горной породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). В дальнейшем (в процессе разработки месторождения) различают нефтенасыщенность среднюю для пласта-коллектора, а также нефтенасыщенность в зонах активного дренирования (подвергаемых непосредственному воздействию нагнетаемых рабочих агентов, например, в обводнённых зонах при заводнении нефтяных пластов) или в зонах, из которых нефть вытеснялась при естественных режимах истощения. Значение первой всегда выше при малых значениях коэффициента охвата из-за наличия целиков нефти, неистощённых зон и пропластков (особенно при значительной прерывистости пласта), в которых нефтенасыщенность породы-коллектора на всех стадиях разработки остаётся практически неизменной. Нефтенасыщенность в зонах активного дренирования nн определяется эффективностью или полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, т.е. величиной коэффициента вытеснения.
Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. [4]
Таблица 1 - Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Актанышского месторождения
Средняя эффект. нефтенас. толщина (для корбанатов), м
Средняя эффект нефтенасыщ.толщина,м
Средняя эффект, водонасыщенная толщина, м
Коэффициент песчанистости. доли ед.
Коэффициент расчлененности, доли ед.
Начальное пластовая температура, °C
Начальные извлекаемые запасы нефти категории А+В+С1/С1,тыс.т
2.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Нефть - это смесь углеводородов зависимости от состава смеси, одни находятся углеводороды при н.у. в газообразном состоянии, другие в жидком или в твердом содержащий серу, кислород, азот и т.д. Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым.
Они представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями не углеводородных соединений. И зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газообразном состояниях. При определенных условиях часть углеводородов может находиться и жидком состоянии и одновременно другая часть -- в газообразном. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью.
Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. В России эксплуатируется более 1300 нефтяных месторождений, а и мире более 25 тыс. месторождений. Состав нефти каждого месторождения уникален, различны и свойства нефти. Кроме того Свойства нефти изменяются в процессе добычи, при движении по Пласту, в скважине, системах сбора и транспорта, при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение состава нефти, ее свойств важно для подсчета запасов нефти в залежи, при проектировании и контроле за разработкой месторождения, выборе метода повышения нефтеотдачи пласта, обосновании технологии Первичной внутри промысловой подготовки нефти и дальнейшей ее переработки.
Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой. Под элементарным составом нефти подразумевают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов, выражаемое обычно в долях единицы или процентах. Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. 15 большинстве нефти содержание углерода колеблется от 83 до 87%, кс количество же водорода редко превышает 12 --14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3 -- 4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства.
В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, а также фосфор и кремний, некоторые, из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе. Компоненты нефти, включающие различные соединения, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Интерес представляют органические соединения, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природной нефти незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения флюидов. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение - образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в трубах и в пласте.
Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть -- вода».
Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность -- способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.
Нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов. Парафины - углеводороды состава С 17 -С 35 , имеющие температуру плавления 27-71°С. Церезины имеют более высокую молекулярную массу (состав их С 36 -С 55 ) , а температура плавления - 65-88 °С. Парафин в скважинах и промысловых коллекторах отлагается при содержании его в нефти 1,5-2 %. Причины выпадения парафина из нефти в скважинах: понижение температуры при подъеме нефти на поверхность, выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти. Отложения парафина снижают пропускную способность трубопроводов и требуют значительных усилий по их предупреждению и удалению. Классификация нефти в зависимости от содержания серы, парафина, смол и других компонентов.
Фракционный состав нефти- разделение сложных смесей, к которым относится и нефть, на более простые называют фракционированием.
Наиболее распространенный метод фракционирования -- перегонка (дистилляция), заключающаяся в разделении компонентов по их температуре кипения. Отдельные фракции нефти, выкипающие в определенных температурных интервалах, отбирают, замеряют их массу или объем и таким образом составляют представление о фракционном составе нефти. По нему можно судить о товарных продуктах, которые можно получить из нефти. Фракцию нефти, имеющую интервал кипения 30 -- 205 °С, называют бензином, интервал кипения 200 -- 300 °С -- керосином; нефтяную фракцию, занимающую по температуре кипения (120 -- 240 °С) промежуточное положение между бензином и керосином, называют лигроином; фракции выкипающие в интервале 300-400 °С - соляровые. Все фракции нефти, выкипающие до 300 °С, относят к светлым нефтепродуктам. Оставшиеся фракции, выкипающие при 400 °С и выше - масляные, из которых получают мазут, масла, гудроны, битумы. Нефть различных месторождений значительно отличается друг от друга по фракционному составу. Легкая нефть состоит в основном из бензиновых и керосиновых фракций.
Плотность нефти и способы ее измерения. Один из основных показателей товарного качества нефти -- плотность. Плотность нефти определяется ее составом и изменяется мри стандартных условиях (температуре 20 °С и атмосферном давлении) от 700 до 1000 кг/м 3 . По плотности сырой нефти ориентировочно судят о товарных свойствах нефти. Легкие нефти плотностью до 880 кг/м 3 служат ценным сырьем для производства моторного топлива. Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с помощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Ареометр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в нижней части расширение, заполненное дробью, а в верхней -- шкалу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине погружения и нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обычно встроен термометр для контроля температуры жидкости. Измеренную при данной температуре плотность нефти приводят К стандартным условиям, по формуле:
где р 20 -- плотность нефти при 20 °С; р t -- измеренная плотность нефти при температуре t; а -- коэффициент объемного расширения, составляющий для нефти 0,0005 -- 0,0009 кг/(м 3 К).
С высокой точностью плотность нефти определяют с помощью пикнометров -- калиброванных сосудов вместимостью 5 -- 100 см 3 . Пикнометр заполняют нефтью таким образом, чтобы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и заполненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.
Вязкость нефти и способы ее измерения. Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающей их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других является вязкость. На преодоление сил трения, обусловленных вязкостью газов и жидкостей, расходуется основная часть энергии при их движении по пласту и трубопроводам. Количественно вязкость характеризуется коэффициентами динамической и кинематической вязкости, связанными между собой через плотность:
где u -- коэффициент кинематической вязкости; µ -- коэффициент динамической вязкости; р -- плотность жидкости или газа.
В Международной системе единиц (СИ) коэффициент динамической вязкости измеряют в Па*c, а коэффициент кинематической вязкости -- в м 2 /с. Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Пас. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа-с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре +20°С составляет 1мПас. Вязкость нефти добываемой в России во многом определяется ее составом и в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа-с (0,1-0,2 Пас) и более. Тяжелая нефть с высокой плотностью, содержащая значительное количество асфальтосмолистых веществ, обладает высокой вязкостью, а легкая, малосмолистая нефть имеет низкую вязкость. Вязкость дегазированной нефти измеряется на специальных разнообразных по конструкции приборах - вискозиметрах. Наиболее распространены капиллярные вискозиметры, в которых вязкость определяют путем измерения времени истечения через капилляр определенного количества жидкости.
Давление насыщения и газовый фактор. 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 G рассчитывают по следующему соотношению:
Газовый фактор выражают в м 3 /м ! или в м 3 /т. Он изменяется обычно от 25 до 100 м 3 /м 3 , но иногда может достигать нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефть. 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 -- не донасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков МПа. Знание давления насыщения позволяет прогнозировать условия, три которых происходит переход нефти в двухфазное состояние при движении ее по пласту, в скважине и коммуникациях на поверхность. Давление насыщения нефти газом зависит от состава пластовой нефти, пластовой температуры и определяется закономерностями растворения газов в жидкостях.
Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон). Состав природных газов выражают в объемных, молярных или массовых долях компонентов. Для характеристики газовых смесей используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому их называют сухими.
Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.
Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа, находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование.
Плотность газа. Чем больше в газе доля компонентов с высокой молекулярной массой, тем больше молекулярная масса газа, которая линейно связана с плотностью газа:
Обычно P находится в пределах 0,73 - 1 кг/м 3 . плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1. Для характеристики плотности газа используют также ее отношение к плотности воздуха в тех же условиях (плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,293 кг/м 3 ).
где Pсм - относительная плотность газа; , pв - плотность газа и воздуха соответственно.
Плотность индивидуальных компонентов углеводородных газов (и сероводорода), за исключением метана, больше 1. Связь между плотностью газа и его молекулярной массой, давлением и температурой определяется законом состояния газов, который можно представить в виде:
Из закона состояния следует, что большую плотность при прочих равных условиях имеют газы с высокой молекулярной массой.
С повышением давления плотность газа растет и уменьшается с увеличением температуры. В лабораторной практике плотность газов обычно определяют путем взвешивания калиброванного и заполненного газом пикнометра или методом истечения. Этот метод основан на измерении времени истечения заданного объема газа через небольшое отверстие. Так как время истечения одного и того же объема газа прямо пропорционально корню квадратному из его плотности, то при сравнении времени истечения в одинаковых условиях воздуха и исследуемого газа находят относительную плотность газ.
Вязкость газов. Вязкость газа зависит от его состава, давления и температуры. Вязкость газов обусловлена обменом количества движения между слоями газа, движущимися с разными относительно друг друга скоростями. Этот обмен происходит за счет перехода молекул из одного слоя в другой при их хаотическом движении. Так как крупные молекулы обладают меньшей длиной свободного пробега (вероятность их столкновения между собой относительно велика), то количество движения, переносимое ими из слоя в слой, меньше чем небольшими по размерам молекулами. Поэтому вязкость газов с увеличением их молекулярной массы как правило уменьшается. С повышением температуры увеличивается скорость движения молекул и соответственно количество движения, переносимое ими из слоя в слой, поэтому при невысоких давлениях вязкость газа с повышением температуры возрастает. При высоких давлениях, когда расстояния между молекулами невелики, несколько меняется передача количества движения из слоя в слой. Она происходит главным образом как и у жидкостей за счет временного объединения молекул на границе слоев, движущихся с разными скоростями. Вероятность такого объединения с ростом температуры уменьшается. Поэтому при высоких давлениях с ростом температуры вязкость газов снижается. С увеличением давления вязкость газов возрастает: при низких давлениях незначительно и более интенсивно в области высоких давлений. Вязкость газа определяют экспериментально, измеряя скорость течения его в капиллярах, скорость падения шарика в газе, затухание вращательных колебаний диска и другими методами. Изменение вязкости при различных давлениях и температурах можно определять расчетным путем и по графикам в зависимости от приведенных давления и температуры.
Растворимость газов в жидкости. При больших давлениях растворимость газов в жидкости, в том числе и нефти подчиняется закону Генри. Согласно этому закону количество газа V г , растворяющегося при данной температуре в объеме жидкости V ж , прямо пропорционально давлению газа р над поверхностью жидкости:
где а -- коэффициент растворимости газа 1/Па.
Коэффициент растворимости показывает какое количество газа растворяется в единице объема нефти при увеличении давления на единицу. Коэффициент растворимости газа в нефти -- величина непостоянная. В зависимости от состава нефти и газа, температуры и других факторов он изменяется от 0,410' 5 до 5-10 5 1/Па. В наибольшей степени на растворимость газа в нефти влияет состав самого газа. Легкие газы (азот, метан) хуже растворимы в нефти, чем газы с относительно большей молекулярной массой (этан, пропан, углекислый газ). В нефти, содержащей больше количество легких углеводородов, растворимость газов выше по сравнению с тяжелой нефтью. С ростом температуры растворимость газов в нефти уменьшается.
Из закона Генри следует, что чем больше коэффициент растворимости, тем при меньшем давлении в данном объеме нефти растворяется один и тот же объем газа. Поэтому у нефти с большим содержанием метана, находящейся при высоких пластовых температурах, обычно высокие давления насыщения, а у тяжелой нефти с малым содержанием метана при низких пластовых температурах - низкие. С количеством растворенного газа связано различие физических свойств нефти в пластовых условиях и на поверхности. Пластовыми называют воды, приуроченные к продуктивным пластам нефтяных и газовых месторождений. В зависимости от положения, которое они занимают в залежи, их принято классифицировать следующим образом. Краевые или контурные воды насыщают продуктивный пласт за контуром нефтеносности. Их называют подошвенными, если они подстилают нефтенасыщенную часть пласта.
Верхними называют воды водоносных горизонтов, залегающих выше нефтеносного пласта, нижними - воды горизонтов, залегающих ниже заданного нефтеносного пласта. К промежуточным относят коды, приуроченные к водоносным пропласткам, которые расположены в самом продуктивном пласте. В нефтенасыщенных частях продуктивного пласта также содержится вода, оставшаяся со времени образования залежи. Эта вода, занимающая часть порового пространства и, как правило, являющаяся неподвижной, называется связанной, остаточной, погребенной или реликтовой водой. Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа.
Активные контурные и подошвенные воды служат носителями пластовой энергии, вытесняющими углеводороды из пласта. Связанная вода, насыщая часть порового пространства, участвует во всех поверхностных явлениях, которые сопровождают движение нефти и газа в коллекторе. Поэтому контроль и регулирование процесса разработки месторождения, проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов требуют изучения свойств пластовых вод. Пластовые воды представляют собой сложные растворы, в составе которых - неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества. Все они перешли в воду в течение длительного ее контакта с горными породами, газами и нефтью. Наличие этих компонентов обуславливает отличие физических свойств пластовых и пресных вод.
Среди растворенных в пластовой воде веществ преобладают неорганические соли: хлориды, сульфаты и карбонаты щелочных и щелочноземельных металлов. Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Общее содержание в воде растворенных 4 " солей принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5-2 м 3 /м 3 . В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ. С увеличением минерализации растворимость газа в воде снижается. Общая минерализация, газосодержание, температура и давление оказывают наиболее существенное влияние на все физические свойства пластовых вод. Коэффициент сжимаемости для дегазированных пластовых вод изменяется от 3-10 4 до 5-10 4 МПа'.
Сжимаемость пластовой воды увеличивается с увеличением в ней растворенного газа. Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Известны пласт
Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Роль казачества в истории России
Курсовая работа: Технико-экономическое обоснование выбора фундамента мелкого заложения
Реферат: Цезий
Курсовая Работа На Тему Организация Заработной Платы Предприятий Туризма И Гостиничного Сервиса
Курсовая работа: Банковская система РФ. Скачать бесплатно и без регистрации
Сочинение По Творчеству Державина 9 Класс
Заболеваниях Органов Дыхания Реферат
Контрольная работа по теме Ряди динаміки. Зведені індекси собівартості та фізичного обсягу виробництва
Реферат: Народні символи України хліб, барвінок, колосся, верба, писанки
Лабораторная Работа 2 Изучение Движения Тела
Доклад по теме Сущность франчайзинга
Реферат: на тему «к вопросу о влиянии мобильных телефонов на здоровье и успеваемость школьников разных возрастных групп»
Курсовая работа: Право на информацию
Какой из предыдущих ответов будет верен, если изменяется спрос на деньги со стороны активов?
Курсовая Работа На Тему Источники Арбитражного Процессуального Права
Дипломная работа по теме Динамика подростковой агрессии на примере младшего и старшего школьного возраста
Реферат: Анализ инвестиционной привлекательности Тюменской области
Песня О Соколе Сочинение Егэ
Дипломная работа по теме Понятие и характеристика соучастия в преступлении
Курсовая работа: Балет как феномен русской культуры XVII - начала XX века
Размещение и территориальная организация производственных сил в Уральском экономическом районе на примере республики Удмуртия - География и экономическая география курсовая работа
Способы конструирования рекомбинантных ДНК. Способы введения рекомбинантных молекул ДНК в клетку-реципиент - Биология и естествознание презентация
Налоговый учет налога на добавленную стоимость - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа