Дисциплина: «Разработка месторождений нефти и газа»
Физические свойства нефти
Нефть - представляет собой масляную жидкость обычно коричневого или черного цвета, хотя бывают нефти и светлые, светло-коричневые.
Нефть легче воды, имеет специфический запах, который в случае наличия сернистых соединений становится неприятным.
Нефть состоит из углеводородов и неуглеводородных компонентов, таких как: сера, кислород и азот, а также содержит металлоорганические соединения.
. В нефти присутствуют три группы углеводородов:
1. Метановые (алканы, парафины). Формула Сn Н 2n + 2
2. Нафтеновые (циклопарафины, цикланы). Формула Сn Н 2n
3.Ароматические (арены). Формула Сn Н 2n - 6
Содержание углерода в нефтях меняется от 83 до 87%, водорода - от 12 до 14%. Максимальное содержание кислорода, серы и азота 5-8%, причем за счет серы, количество которой может достигать 7%.
Плотность. Величина плотности нефти зависит от содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, от природы веществ, составляющих массу нефти и от присутствия растворенного газа.
Плотность - масса в единице объема в кг/м3 или г/см 3. Плотность нефти и газа зависит не только от состава, но и от давления и температуры.
Она меняется от 0,77 до 1,0 г/см3 . У нас в качестве плотности принята величина r = 20/4 - это относительная плотность.
Фракционный состав. Нефть состоит из множества углеводородных и неуглеводородных соединений с различной температурой кипения. Поэтому одним из наиболее часто используемых свойств нефти является ее фракционный состав, т.е. содержание ( по объему или массе) фракций, выкипающих в разных интервалах температур.
Температура кипения соединений в общем растет по мере увеличения молекулярной массы. В этом же направлении растет плотность отдельных фракций.
В процессе перегонки нефть разделяют на следующие фракции:
– бензин - Н.К. (начало кипения) - 190°С;
– керосин - 190-260 ° С;
– дизельное топливо - 260-360° C;
– тяжелый газойл и смазочные масла - 360-530° C
– остаток > 530°.
Остаток состоит из высокомолекулярных углеводородов, смол, асфальтенов, минеральных веществ.
Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. На практике часто используют динамическую вязкость.
Динамическая вязкость (единица измерения в СИ - паскаль на секунду) - это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга двух ее слоев, площадью 1м2 каждый, находящихся на расстоянии 1м, со скоростью 1м/с под действием приложенной силы в 1 Ньютон (динамическая вязкость воды = 1 мПа/с).
Величина, обратная вязкости, называется текучестью. Вязкость нефти зависит от ее состава и температуры..
Кинематическая вязкость равна отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения; единица ее измерения - кв. метр на секунду (м2/с).
Застывание - это свойство нефти загустевать при понижении температуры. Обратный переход в жидкость называется плавлением.
Температурой застывания нефти считается температура, при которой охлаждаемая нефть в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45°. У разных нефтей эта температура меняется в широких пределах: от -35° С до + 30°С Парафинистые нефти имеют более высокую температуру застывания, беспарафинистые - низкую.
Температура вспышки - минимальная температура, при которой пары нефти или нефтепродукты образуют с воздухом смесь, способную к кратковременному образованию пламени при внесении в нее источника воспламенения.
Коэффициент теплового расширения нефти характеризует способность нефти увеличиваться в объеме при нагревании.
Растворимость. Нефть и ее дистилляты растворяются в воде в ничтожно малом количестве. Например, 1 м 3 воды может растворять 270 г керосина. Нефть, нефтепродукты хорошо растворяются в органических растворителях: в бензоле, хлороформе, сероуглероде, эфире и др. На этом свойстве нефти основано определение нефтенасыщенности пород путем получения из них нефтяных вытяжек.
Сами нефть и нефтепродукты являются хорошими растворителями для йода, серы, каучука, многих смол, а также большинства растительных и животных масел.
Низкокипящие фракции нефти (бензин и керосин) являются хорошими растворителями для смолистых и асфальтовых веществ.
Свойства газа
Газы нефтяных и газовых месторождений - это горючие газы. Они состоят из углеводородов: метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10, пентана С5Н12 и гептана С7Н16. Это – ближайшие гомологи метана.
Кроме углеводородов, встречаются азот N2, углекислый газ СО2, иногда сероводород Н2S. Довольно часто, но в очень небольших количествах в природном газе имеются сопутствующие инертные газы: гелий - Не, аргон - Ar, ксенон - Хе и др.
Газ, состоящий преимущественно из метана и этана, и содержащий мало пропана и бутана, называют сухим или бедным.
Газ, в котором кроме метана СН4 и этана С2Н6, имеется пропан - С3Н8, бутан С4Н10, пентан С5Н12, гексан С6Н14,, гептан С7Н16 и др., называют жирным или богатым. Точной границы между ними нет.
Для газов нефтяных месторождений характерно преобладание тяжелых углеводородов от 0,4% до 40-50%. Содержание метана обычно 30-90%.
Удельный вес газа определяется отношением веса единицы объема газа по отношению к весу одинакового объема сухого атмосферного воздуха, удельный вес которого принимают 1,0 при температуре 0° С и давлении 760 мм рт. ст.
Чем больше удельный вес газа, тем богаче газ тяжелыми углеводородами. Наоборот, небольшой удельный вес указывает на обилие в газе метана.
Плотность - масса вещества в единице объема в кг/м3 или г/см 3.
Для каждого газа существует определенная тепловая граница - наивысшая температура, выше которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико не было давление.
Теплота сгорания - это количество тепла, которое выделяется при сгорании 1 м3 газа.
Наибольшая теплота сгорания свойственна более жирным газам. Так, для метана она равна 8000 кал/м3; этана - 15680; бутана - 29000 кал /м3.
Растворимость газа в нефти измеряется количеством газа в кубических метрах на 1 м3 или 1 т товарной нефти при давлении 0,1 МПа и температуре 20° С.
Растворимость увеличивается при росте давления и снижается при повышении температуры и увеличении молекулярной массы и плотности нефти, а также с возрастанием доли нафтеновых и ареновых соединений.
Коэффициентом растворимости называют количество газа или растворяющегося в единице объема или массы нефти при увеличении давления на единицу.
Отношение объема газа к объему или массе добываемой с ним жидкости, называется газовым фактором.
При глубине 2000 м, т.е. давлении 21-22 МПа, растворимость газа будет примерно 200 м3/ м3, при глубине 1200 м - около 60 м3/ м3. Это усредненное соотношение газа и нефти в пласте. В реальных залежах оно может существенно отличаться в большую или меньшую сторону.
Гидратообразование. Наличие в газе воды обуславливает при определенной температуре и давлении образование кристаллогидратов углеводородных газов. Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения. Это твердые растворы, где растворителем является вода.
Газоконденсатными называют залежи, при эксплуатации которых добывается газ и жидкие углеводороды - конденсат, представляющий собой смесь бензиновых и более тяжелых фракций.
Под конденсатностью понимают содержание жидких углеводородов в газе в пластовых условиях г/см3, см3/см3. Газоконденсатный фактор - величина, обратная конденсатности.
Различают сырой и стабильный конденсаты.
1. Сырой конденсат - углеводороды, при стандартных условиях находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, пропаном, бутаном).
2. Конденсат, состоящий только из жидких углеводородов (от пентанов и выше) при стандартных условиях, называют стабильным.
Ой вопрос
Ый вопрос
Ый вопрос
Ой вопрос
Ой вопрос
Ой вопрс
Содержание проекта разработки
Согласно регламенту, установленному Министерством топлива и энергетики, проектные документы должны содержать:
общие физико-геологические сведения о месторождении, о слагающих его пластах насыщающих их нефти газе и воде;
геолого-физическую характеристику месторождения: строение и данные об эффективных толщинах и распространении пластов и пропластков, данные о запасах нефти и газа, пористости, проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, начальном и текущем пластовом давлении:
данные гидродинамических исследований скважин ( индикаторные кривые и кривые восстановления давления в скважинах, определение «скин-эффекта»), данные о дебитах;
данные лабораторных исследований извлечения нефти и газа из недр, теплофизические и физико-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефтеизвлечения;
На каждый проектный документ Заказчиком выдается техническое задание.
В проектных документах на разработку обосновываются:
- выделение эксплуатационных объектов;
- системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;
- выбор способов и агентов воздействия на пласты;
- порядок ввода объекта в разработку;
- способы и режимы эксплуатации скважин;
- уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;
- вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;
- вопросы, связанные с особенностями применения физико-химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов;
- выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;
- мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;
- требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;
- требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;
- требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;
- мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;
- комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;
- специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов с учетом состояния объектов окружающей среды;
- объемы и виды работ по доразведке месторождения;
- вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.
В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются дополнительные таблицы, отражающие:
- структуру остаточных запасов нефти;
- показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;
- данные по обоснованию бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.
Расчетные варианты разработки месторождений могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностью сеток скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью периода стабильной добычи.
В технологических схемах число расчетных вариантов должно быть не меньше трех, а в проектах и уточненных проектах разработки - не менее двух вариантов.
В каждом из вариантов разработки устанавливается проектный уровень добычи нефти по месторождению. Период стабильной добычи определяется из условия, чтобы величины максимальной и минимальной годовой добычи за этот период не отличались более чем на 2-5% от проектного уровня.
Во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов нефти.
Во всех рассматриваемых вариантах разработки в технологических схемах и проектах разработки предусматривается резервный фонд скважин. Число резервных скважин в технологических схемах может составлять 10-25% основного фонда скважин, в проектах - до 10%.
В проектах и уточненных проектах разработки и, как исключение, в технологических схемах обосновывается количество скважин-дублеров. Эти скважины предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров обосновываются технико-экономическими расчетами с учетом возможной добычи нефти из скважин-дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.
В технологических схемах и проектах разработки обосновывается возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения или необходимость их опытно-промышленных испытаний.
Для повышения качества проектирования, надежности и точности процесса нефтеизвлечения на всех стадиях проектирования предусматривается широкое использование современных электронно-вычислительных машин, систем автоматизированного проектирования разработки, различных баз данных и графопостроителей.
Экономические показатели вариантов разработки определяются с использованием действующих в Минтопэнерго РФ методов экономической оценки на основе рассчитанных технологических показателей и системы рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев: дисконтированный поток денежной наличности, индекс доходности, внутренняя норма возврата капитальных вложений, период окупаемости капитальных вложений, капитальные вложения на освоение месторождения, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).
В технологических схемах и проектах разработки должны предусматриваться наиболее прогрессивные системы разработки и передовая технология нефтедобычи, обеспечивающие достижение или превышение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти.
. Технологические схемы и проекты разработки составляются в соответствии с "Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" [3] с учетом требований к содержанию и оформлению включаемых в них материалов, всех составляющих их частей, разделов и параграфов.
3.22. Если в процессе реализации утвержденного документа резко изменяются представления о геологическом строении, темпе разбуривания или освоения системы разработки и другие условия, то составляется дополнение к проектному документу. В нем уточняются технологические показатели с учетом изменившихся условий разработки.
Дополнения являются неотъемлемой составной частью утвержденных технологических схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производится в установленном порядке.
Ый вопрос
Кислотная обработка пласта
Для обработки скважин применяют соляную НСI, серную Н2SO4 и фтористоводородную НF и др. Основная задача кислотной обработки — образование глубоко проникающих в пласт каналов разъедания, соединяющих забой скважин с насыщенными нефтью и газом участками пласта.
Солянокислотное воздействие на призабойную зону пласта используют при содержании в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с кислотой. Иногда в процессе кислотного воздействия очищается поверхность забоя от глинистой корки (кислотные ванны) или в призабойной зоне образуются камеры-полости для накопления нефти. 1 кг чистого НСI растворяет 0,73 кг известняка (СаСО3).
Для борьбы с коррозией и во избежание образования в поровых каналах высококонцентрированных продуктов реакции (СаСI2 в смеси с СО2) повышенной вязкости применяют соляную кислоту концентрацией, равной 10—15 %. Поэтому для растворения значительных по объему полостей необходимо использовать десятки кубометров кислоты. Во время обычных кислотных обработок нагнетается на каждый 1 м толщины обрабатываемого пласта от 0,4 до 1,5 м3 раствора кислоты в зависимости от проницаемости пород, строения пласта и очередности обработок. При повторном процессе объем закачиваемой кислоты увеличивается. В малопроницаемые пласты с низким давлением нагнетают меньшие объемы кислоты с концентрацией НСl 8—10 %, чтобы облегчить удаление продуктов реакции из пор.
Соляная кислота даже незначительной концентрации агрессивна по отношению к металлу. Для борьбы с коррозией в нее добавляют ингибиторы (до 1 %), защищающие металл от воздействия кислоты (уникол, формалин, реагент И-1-А, ПБ-5, катапин А и др.). Для удаления вредных примесей, ухудшающих результаты обработок (хлорное железо, серная кислота), в кислоту добавляют 2—3 % стабилизаторов (хлористый барий, уксусная кислота), которые переводят эти вещества в растворимые соли.
Кислоту хранят на базах в специальных резервуарах с защитной пленкой. Перевозят ее в кислотовозах с гуммированными автоцистернами.
Солянокислотная обработка основана на способности кислоты растворять карбонатные породы.
В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8—15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.
Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии. Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции - НЧК, спирты, препарат ДС и другие ПАВ.
Порядок добавления различных реагентов в кислоту при подготовке ее к закачке в скважину следующий: вода — ингибиторы — стабилизаторы (уксз'сная и плавиковая кислоты) — техническая соляная кислота — хлористый барий — интенсификатор.
Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5—0,7 до 3—4 м3 на 1 м длины фильтра с помощью специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6—8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин после обработки. Обработка считается успешной, если увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт.
Ый вопрос
Принципиальная схема системы сбора и подготовки скважинной продукции
Сбор и подготовка нефти на промыслах
В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.
При самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 11.1) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).
За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:
1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует реконструкции;
2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;
3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности
4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти.
По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоящее время существует только на старых промыслах.
Высоконапорная однотрубная система сбора (рис. 11.2). Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.
Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.
 |
Рис. 11.1. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора:
1 - скважины; 2 - сепаратор l-.й ступени; 3 - регулятор давления типа "до
себя"; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары;
7 - насос; 8 - нефтепровод; УСП - участковый сборный пункт;
ЦСП -центральный сборный пункт
 |
Рис. 11.2. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора:
1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 - резервуары
 |
Рис. 11.3. Принципиальная схема напорной системы сбора:
1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до
себя"; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод, 7 - сепаратор 2-й
ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция
Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.
Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.
Напорная система сбора (рис. 11.3), предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.
Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.
Применение напорной системы сбора позволяет:
- сконцентрировать на ДСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;
- применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;
- снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;
- увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.
Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.
Система, изображенная на рис. 11.4 а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.
Особенностью схемы, изображенной на рис. 11.4 б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.
Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП.
 | ||
 | ||
Рис. 11.4. Принципиальные схемы современных систем сбора:
а) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;
б) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП;
1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до
себя"; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод, 7 - сепаратор 2-й
ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция
Системы сбора газа
Существующие системы сбора газа классифицируются:
- по степени централизации технологических объектов подготовки газа;
- по конфигурации трубопроводных коммуникаций;
- по рабочему давлению.
По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.
При индивидуальной системе сбора (рис. 11.10 а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.
При групповой системе сбора (рис. 11.10 б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.
Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге -снизить затраты на обустройство месторождения.
При централизованной системе сбора (рис. 11.10 в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.
Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.
В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.
По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.
Рис. 11.10. Системы сбора газа на промыслах;
а) - индивидуальная; б) - групповая;в) - централизованная,
УПГ - установка подготовки газа; ГСП - групповой сборный пункт;
ЦСП - централизованный сборный пункт
 |
Рис. 11.11. Формы коллекторной газосборной сети: Подключение скважин:
а) - индивидуальное; б) - групповое
Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы.
Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2...3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей.
Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.
По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р<0,1 МПа), низкого давления (0,1<Р<0,6 МПа), среднего давления (0,6<Р< 1,6 МПа) и высокого давления (Р >1,6 МПа).
 |
Дисциплина: «Разработка месторождений нефти и газа»
ый вопрос: Основные свойства горных пород, нефти, воды и газа
Подавляющее большинство месторождений нефти и газа находится в осадочных отложениях и только небольшое количество месторождений найдено в трещиноватых изверженных, метаморфических породах.
Нефть и газ заполняют пустоты в терригенных породах – песках, песчаниках, алевролитах или в карбонатах – известняках, доломитах, мергелях. Вместе с нефтью и газом в пустотном пространстве пород находится вода.
Пустотное пространство осадочных пород представлено либо порами, либо трещинами, либо кавернами. Какая-то часть пустот возникла в результате жизнедеятельности организмов, речь идет о пустотах в рифовых или биогермных известняках.
Поры – это пустоты между зернами, минералами и обломками в жестком каркасе пород. Они имеют размер менее 1 мм. Каверны – это разнообразные пустоты размером более 1 мм, трещины – это вся совокупность разрывов, рассекающих горные породы, возникших при формировании пород, а также в результате горообразовательных тектонических движений, когда одни участки земной коры погружались, другие воздымались и т.д.
По емкостно-фильтрационным свойствам горные породы делятся на коллекторы и флюидоупоры.
Коллекторы – это породы, обладающие пустотным пространством, проницаемостью, в которых возможно перемещение воды, нефти, газа под действием силы тяжести и перепада пластового давления.
Коллектор ограничивается экраном, флюидоупором – горной породой, не содержащей пустот и каналов, либо содержащей пустоты и каналы столь незначительных размеров, что делают невозможным перемещение жидкости и газа.
Емкостно-фильтрационные свойства пород характеризуются тремя параметрами: пористостью, проницаемостью, водонасыщенностью.
Пористость – это наличие в породе пустот, пор, каверн, трещин, не заполненных твердым веществом. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную.
Общая пористость – (абсолютная пористость, физическая, полная пористость) – это объем всех пустот породы, связанных и не связанных между собой. Общая пористость выражается коэффициентом пористости (m):
m=Vn/V , где Vn – объем пустот, V – общий объем породы.
Определяют её путем измерения плотности образца породы и удельной плотности раздробленной её части.
Коэффициент пористости зависит от взаимного расположения и укладки зерен, их формы, степени окатанности, отсортированности и т.п.
Открытая пористость – это объем сообщающихся между собой пор. Она меньше общей пористости на величину объема изолированных пор. Газ, нефть, вода, если содержатся в изолированных порах, не могут двигаться.
Чем больше пористость породы, тем меньше его плотность. Чем глубже погружена порода, тем больше на нее давят вышележащие породы. Увеличение давления приводит к уменьшению пористости.
Эффективная (динамическая, полезная) пористость нефтегазоносной породы – это объем нефтегазонасыщенной части свободно сообщающихся пустот.
Проницаемость – это свойство породы пропускать жидкость или газ при определенном перепаде давления. Абсолютно непроницаемых пород нет, т.к. любая порода при больших градиентах давления может пропускать жидкость и газ. На практике непроницаемые породы – те породы, которые при существующих в верхней части земной коры перепадах давления не пропускают нефть и газ.
Они могут содержать воду, нефть и газ, но их извлекать трудно. Проницаемость определяет только способность перемещения жидкости и газа в породе.
Фазовая проницаемость – В нефтяном пласте практически всегда находятся нефть и вода, которые мешают друг другу перемещаться по каналам. Для каждой из них порода имеет свою, фазовую проницаемость. Чем выше вязкость жидкости, тем меньше фазовая проницаемость, значит меньше скорость фильтрации.
Водонасыщенность – одна из важных характеристик коллекторов. В нефтегазоносных горизонтах в ловушке вода занимает часть пустотного пространства. Эта часть воды, оставшаяся при формировании залежи нефти и названная остаточной водой, удерживается силами молекулярного притяжения (капиллярной силой).
Физические свойства нефти
Нефть - представляет собой масляную жидкость обычно коричневого или черного цвета, хотя бывают нефти и светлые, светло-коричневые.
Нефть легче воды, имеет специфический запах, который в случае наличия сернистых соединений становится неприятным.
Нефть состоит из углеводородов и неуглеводородных компонентов, таких как: сера, кислород и азот, а также содержит металлоорганические соединения.
. В нефти присутствуют три группы углеводородов:
1. Метановые (алканы, парафины). Формула Сn Н 2n + 2
2. Нафтеновые (циклопарафины, цикланы). Формула Сn Н 2n
3.Ароматические (арены). Формула Сn Н 2n - 6
Содержание углерода в нефтях меняется от 83 до 87%, водорода - от 12 до 14%. Максимальное содержание кислорода, серы и азота 5-8%, причем за счет серы, количество которой может достигать 7%.
Плотность. Величина плотности нефти зависит от содержания смолисто-асфальтеновых компонентов, от природы веществ, составляющих массу нефти и от присутствия растворенного газа.
Плотность - масса в единице объема в кг/м3 или г/см 3. Плотность нефти и газа зависит не только от состава, но и от давления и температуры.
Она меняется от 0,77 до 1,0 г/см3 . У нас в качестве плотности принята величина r = 20/4 - это относительная плотность.
Фракционный состав. Нефть состоит из множества углеводородных и неуглеводородных соединений с различной температурой кипения. Поэтому одним из наиболее часто используемых свойств нефти является ее фракционный состав, т.е. содержание ( по объему или массе) фракций, выкипающих в разных интервалах температур.
Температура кипения соединений в общем растет по мере увеличения молекулярной массы. В этом же направлении растет плотность отдельных фракций.
В процессе перегонки нефть разделяют на следующие фракции:
– бензин - Н.К. (начало кипения) - 190°С;
– керосин - 190-260 ° С;
– дизельное топливо - 260-360° C;
– тяжелый газойл и смазочные масла - 360-530° C
– остаток > 530°.
Остаток состоит из высокомолекулярных углеводородов, смол, асфальтенов, минеральных веществ.
Вязкость - свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. На практике часто используют динамическую вязкость.
Динамическая вязкость (единица измерения в СИ - паскаль на секунду) - это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друг друга двух ее слоев, площадью 1м2 каждый, находящихся на расстоянии 1м, со скоростью 1м/с под действием приложенной силы в 1 Ньютон (динамическая вязкость воды = 1 мПа/с).
Величина, обратная вязкости, называется текучестью. Вязкость нефти зависит от ее состава и температуры..
Кинематическая вязкость равна отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения; единица ее измерения - кв. метр на секунду (м2/с).
Застывание - это свойство нефти загустевать при понижении температуры. Обратный переход в жидкость называется плавлением.
Температурой застывания нефти считается температура, при которой охлаждаемая нефть в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45°. У разных нефтей эта температура меняется в широких пределах: от -35° С до + 30°С Парафинистые нефти имеют более высокую температуру застывания, беспарафинистые - низкую.
Температура вспышки - минимальная температура, при которой пары нефти или нефтепродукты образуют с воздухом смесь, способную к кратковременному образованию пламени при внесении в нее источника воспламенения.
Коэффициент теплового расширения нефти характеризует способность нефти увеличиваться в объеме при нагревании.
Растворимость. Нефть и ее дистилляты растворяются в воде в ничтожно малом количестве. Например, 1 м 3 воды может растворять 270 г керосина. Нефть, нефтепродукты хорошо растворяются в органических растворителях: в бензоле, хлороформе, сероуглероде, эфире и др. На этом свойстве нефти основано определение нефтенасыщенности пород путем получения из них нефтяных вытяжек.
Сами нефть и нефтепродукты являются хорошими растворителями для йода, серы, каучука, многих смол, а также большинства растительных и животных масел.
Низкокипящие фракции нефти (бензин и керосин) являются хорошими растворителями для смолистых и асфальтовых веществ.
Свойства газа
Газы нефтяных и газовых месторождений - это горючие газы. Они состоят из углеводородов: метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10, пентана С5Н12 и гептана С7Н16. Это – ближайшие гомологи метана.
Кроме углеводородов, встречаются азот N2, углекислый газ СО2, иногда сероводород Н2S. Довольно часто, но в очень небольших количествах в природном газе имеются сопутствующие инертные газы: гелий - Не, аргон - Ar, ксенон - Хе и др.
Газ, состоящий преимущественно из метана и этана, и содержащий мало пропана и бутана, называют сухим или бедным.
Газ, в котором кроме метана СН4 и этана С2Н6, имеется пропан - С3Н8, бутан С4Н10, пентан С5Н12, гексан С6Н14,, гептан С7Н16 и др., называют жирным или богатым. Точной границы между ними нет.
Для газов нефтяных месторождений характерно преобладание тяжелых углеводородов от 0,4% до 40-50%. Содержание метана обычно 30-90%.
Удельный вес газа определяется отношением веса единицы объема газа по отношению к весу одинакового объема сухого атмосферного воздуха, удельный вес которого принимают 1,0 при температуре 0° С и давлении 760 мм рт. ст.
Чем больше удельный вес газа, тем богаче газ тяжелыми углеводородами. Наоборот, небольшой удельный вес указывает на обилие в газе метана.
Плотность - масса вещества в единице объема в кг/м3 или г/см 3.
Для каждого газа существует определенная тепловая граница - наивысшая температура, выше которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико не было давление.
Теплота сгорания - это количество тепла, которое выделяется при сгорании 1 м3 газа.
Наибольшая теплота сгорания свойственна более жирным газам. Так, для метана она равна 8000 кал/м3; этана - 15680; бутана - 29000 кал /м3.
Растворимость газа в нефти измеряется количеством газа в кубических метрах на 1 м3 или 1 т товарной нефти при давлении 0,1 МПа и температуре 20° С.
Растворимость увеличивается при росте давления и снижается при повышении температуры и увеличении молекулярной массы и плотности нефти, а также с возрастанием доли нафтеновых и ареновых соединений.
Коэффициентом растворимости называют количество газа или растворяющегося в единице объема или массы нефти при увеличении давления на единицу.
Отношение объема газа к объему или массе добываемой с ним жидкости, называется газовым фактором.
При глубине 2000 м, т.е. давлении 21-22 МПа, растворимость газа будет примерно 200 м3/ м3, при глубине 1200 м - около 60 м3/ м3. Это усредненное соотношение газа и нефти в пласте. В реальных залежах оно может существенно отличаться в большую или меньшую сторону.
Гидратообразование. Наличие в газе воды обуславливает при определенной температуре и давлении образование кристаллогидратов углеводородных газов. Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения. Это твердые растворы, где растворителем является вода.
Газоконденсатными называют залежи, при эксплуатации которых добывается газ и жидкие углеводороды - конденсат, представляющий собой смесь бензиновых и более тяжелых фракций.
Под конденсатностью понимают содержание жидких углеводородов в газе в пластовых условиях г/см3, см3/см3. Газоконденсатный фактор - величина, обратная конденсатности.
Различают сырой и стабильный конденсаты.
1. Сырой конденсат - углеводороды, при стандартных условиях находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, пропаном, бутаном).
2. Конденсат, состоящий только из жидких углеводородов (от пентанов и выше) при стандартных условиях, называют стабильным.
Дата: 2019-05-28, просмотров: 203.
