Виды и классификация нефтесодержащих пород

Виды и классификация нефтесодержащих пород

Все нефтесодержащие породы классифицируют по признакам:

1) По составу породообразующих минералов:

- терригенные пески и песчаники (51%) – На сегодняшний день наиболее вовлечены в разработку пески, в среднем полнота извлечения составляет 40-45%;

- карбонатные (48%) – известняк и доломит. К-нт извлечения 30-35%;

- магматические.

2) По характеру образования прир-х ловушек н и г

- ловушки первичного происх-я (образ-ние в рез-тате естеств-го осадконакопления);

- ловушки вторичного происх-я (в рез-те геологических процессов)

3) По физическому состоянию и содержанию у/в (разные типы залежей):

- чисто газовые (92-99% метана)…медвежье м/р-е;

- газоконд-е (содержат свободный газ и жидкий конденсат)…уренгойское м/ние;

- газоконденстано-нефтяные…ямбург, заполярье;

- газонефтяные (в одном пласте присутствуют н,г);

- чисто нефтяные …пластовое давление выше насыщения.

С точки зрения фильтрации н и г в п/п пустоты существуют в разных видах - поры, трещины, каверны и смешанные пустоты.

По размерам пустот, образующих каналы ф-ции, различают:

1) сверхкапиллярные каналы (d>0,5 мм). Ж-сть и газ движутся свободно при любых перепадах давления;

2) капиллярные каналы (d=0,2…0,5 мм). Газ движется свободно, а ж-сть с преодолением капиллярных сил;

3) субкапиллярные каналы (d<0,2 мм). Г движется, н-практически нет.

Пористость – наличие в составе г.п. пустот. Виды пористости: Открытая – сключает все связанные между собой каналы. Динамическая – каналы, в которых происходит фильтрация ж-сти при ΔР. Полная – все виды пустот.

Величину пористости оценивают к-том пористости m – m=V_ПОР/V_ОБР. m=17…25% - для терригенных пород; 0,2…50 – для глин.

Определяется пористость по методу Преображенского – разница м/д массами сухого образца и наполненного.

Проницаемость – способность породы пропускать ч/з себя ж-сти или газ. Величина ее определяется из уравнения з-на ф-ции Дарси . «-» - движение, обратное изменение давления. К-нт прон-сти, м²; 1 мкм²=1Д.

Проницаемость не зависит от давления. Различают виды прон-сти:

1) Абсолютная – прон-сть г.п. по ж-сти или газу химически инертных по отношению к этой г.п.

2) Фазовая – прон-сть г.п. по отдельной фазе (речь о многофазной ф-ции): по нефти k_Н – по нефти, k_В – по воде, k_Г – по газу

3) Относительная – отношение фазовой прон-сти к абсолютной

Прон-сть хар-зует площадь поперечного сечения тех каналов, по которым происходит ф-ция ж-сти, н, г.

Из рисунка – мы не можем извлечь всю нефть.

 

 

Гранулометрический или механический состав г.п.

Он определяет наличие в составе г.п. частиц различной крупности. 2 метода:

1) ситовой анализ – дробят образец и пропускают через набор сит;

2) седимент-ый анализ (на весах Фигуровского) – опр-т скорость оседаниячастиц.

Знание гр/м-го состава необходимо для прогноза величин пористости и прон-сти.

Удельная поверхность г.п. S_УД – суммарная площадь поверхности всех каналов ф-ции, отнесенная к объему этой породы. Определяют по эмпирической формуле Казини , м2/м3. Работает не везде.

Механические свойства г.п.

Знание мех-х св-в г.п. позволяет производить оценку запаса упругой энергии пласта и его влияния на процессы ф-ции ж-сти и газа. Величина упругой энергии оценивется с помощью к-та сжимаемости β. Его можно вычислить – как меняется объем образца г.п. при изменении ΔР к общему объему образца. , «-» - показывает, что с увеличением Р объем породы уменьшается.

2 вида β: -скелета г.п.; - β пустот.

Для продуктивны пород виды β:

β_С – скелета ;

β_П – пустот

β_ПЛ – для пласта в целом

 

Пределы изменения β_ПЛ: {0,3…2·10^-10 Па^-1}

На практике кроме перечисленных коэфф-тов сжимаемости в расчетах процесса ф-ции используется к-нт упругой емкости пласта ᴂ - его можно определить, зная k-прон-сть, μ-вязкость, m-пор-сть, β-сжимаемость

 

Электрические или тепловые свойства г.п.

Электр-е св-ва

Большинство г.п. явл-ся естественными диэлектриками, поэтому эл-е св-ва в основном определяются эл-ми св-вами насыщающих г.п. флюидов. Н и г – диэлектрики, поэтому определяющим элементом является вода.

Так как большая часть коллекторов явл-ся гидрофильными (смач-ся водой), то эл-е св-ва в основном зависят от формы присутствия воды в пласте. Вода в г.п. может находиться в виде:

1) Остаточная вода, оставшаяся после замещения воды нефтью (=10…70%)

2) Обводненные каналы ф-ции – нефти нет, только вода

3) Химически связанная вода с поверхностью поровых каналов (глин-е породы)

На эл-е св-ва г.п. влияет минерализация воды (кол-во р-ренных солей). Параметром, хар-щим эле-е св-ва г.п., явл-ся удельное эл-е сопротивление (ом·м). По уд.эл.сопр. определяют:

1) текущую н/насыщ-сть пласта во время его первичного вскрытия

2) скорость родвижения ВНК по залежи (в процессе добычи ВНК меняется).

3) определение местоположения обводнившихся пропластков.

Все эти работы проводятся геофизич-ми службами в только открытом стволе скважины (или если обсадные трубы – металло-пластиковые).

Тепловые св-ва г.п.

1) С – удельная массовая т/емкость

Q – кол-во теплоты; М – масса породы; Т – темп-ра.

Физич-й смысл: хар-зует кол-во теплоты, требуемой для нагрева г.п. на 1°С.

2) к-нт т/проводности

λ - к-нт пропорц-сти (т/проводности); Т – темп-ра; х – длина рассматриваемого участка; S – площадь поперечного сечения; dt – время.

3) к-нт температуропров-сти

- по длине ; - по объему

Знание характеристик тепловых св-в г.п. необходимо, прежде всего, для оценки потребного кол-ва тепла в процессе тепловой обработки пзп; а также для выбора теплового режима заачки охлажденной воды в нефтяной пласт.

Воду закачивают для:

- ее утилизации;

- поддержания давления.

 

Технология проведения

1) Выбор скв-ны измерения. Исследования проводятся не реже 2-х раз в год

2)Производится установление режима работы скв-ны (не менее 4 режимов)

Меняется дебит скв-ны и определ-ся соответствие давление забойного. При увеличении Q (дебита) Р_ЗАБ уменьш-ся. Как определить Р_ЗАБ:

- спустить манометр (самый точный); - измерение динамического уровня

Если скв-на глубокая с большим искривлением, то исп-т отбивку динам-го уровня. В работащую скв-ну спустить манометр очень сложно.

Путем пересчета положения динам-го уровня ж-сти на величину Р_ЗАБ.

1) РЗАБ складывается из: Р_ЗАТР, Р_I, Р_II, Р_III. Р_ЗАБ=Р_ЗАТР+Р_I+Р_II+Р_III.

Р_I=ρ_Г·g·Н_ДИН; Р_II=ρ_II·g·(Н_СП-Н_ДИН); Р_III=ρ_III·g·(Н_СКВ-Н_СП).

ρ на втором участке – среднее м/д поверхн-ой и пласт-й нефтью: ; ; В – отношение объемов воды и н.

2) Q₁→P^I_ЗАБ; Q₂→P^II_ЗАБ; Q₃→P^III_ЗАБ; Q₄→P^IV_ЗАБ;

3) Строится индикаторная линия – зависимость (ΔР;Q)

Из рисунка: 2,3 – отклонения;

1 – хар-зует установивш-ся ф-ции ж-сти в пзп – она возможна, когда справедлив з-н Дарси.

2 – наиболее распространена; причина искривления линии 2 явл-ся (- создание на забое больших депрессий; - создание условия, когда Р_ЗАБ<Р_НАС)

3 – причины искривления: подключение к работе при больших ΔР дополнительных пропластков, которые ранее в процессах ф-ции не участвовали.

4) По виду инд-й линии производится выбор методики обработки инд-й линии

Ур-е притока Q=K(Р_ПЛ-Р_ЗАБ);

K – к-нт продуктивности скв-н – интегральная хар-ка продуктивного дебита; не зависит от дебита и ΔР. Выбирают две точки ; измер-ся к-нт продуктивности: (м³/(сут·МПа); т/(сут·МПа))

Если инд-я диаграмма – кривая, то исп-тся 2-хчленная ф-ла з-на Дарси: , b=tgα

K – обратная величина от а: ; a=1/K.

5) ; K= ; ε=k·h/μ

K – средняя прониц-сть г.п. в пзп; h – толщина пласта; μ – динам-я вязкость; R_K – радиус контура питания (пловина расстония между скважинами); r_{С ПРИВ} – приведенный радиус скв-ны.

r_{С ПРИВ} –радиус воображаемой скв-ны, совершенной по степени и хар-ру вскрытия пласта, работающей с таким же дебитом, как реальная несоверш-я скв-на.

 

 

Принципы схематизации залежей при проектировании разр-тки. Варианты разр-тки

Принципы схематизации залежей при проектировании разработки. Варианты разработки и методика расчета основных показателей разработки нефт-й залежи при ЖНВР работы пласта по модели поршневого вытеснения нефти водой

овал – соотношение а/b>3

При а/в>3 – реальная залежь заменяется полосообразной

При а/в≤3 – заменяется круговой залежью

При схематизации должны выполняться след-е условия:

1) площадь н/насыщенности реальной залежи и на схеме должны быть одинаковы

2) длина контура н/насыщ-сти на схеме и в реальн залежи должны одинаковы

Для выполнения расчетов осущ-ся выбор положения расчетного контура н/носности. В реальных условиях скорости перемещ-я внешних и внутр-х контуров н/носности будут разные. Поэтому 2 реальных контура заменяя.тся воображаемыми расчетными, положение которых и будет определять размеры зоны н/нас-сти.

Положение на залежи расчетного контура н/носности выбир-ся в зависимости от подвижности н. и в. в пласте, а также длиной линии ВНК., в процессе ее продвижения по площади. П_Н=k_Н/μ_Н; П_В=k_В/μ_В – подвижность нефти.

Определение величины приведенного РПЛ на залежи: Р_ПР.ПЛ=Р⁰_ПЛ±ρgh, где Р⁰_ПЛ – первоначальное пл-е давл-е; h – отклонение по высоте рассматриваемой точки пласта относит-но ВНК.

Назначение схематизации заключ-ся в упрощении физ-х хар-тик залежи, с точки зрения возможности использования известных методов теории вероятностей и мат статистики для прогноза показателей разработки залежи во времени.

Кислотные обработки скважин

основная цель КО восстановление или улучшение фильтрационных характеристик пород в ПЗП.

Механическое воздействие кислот:

2HCl + CaCO₃ = CaCl₂| + H₂O +CO₂ Для терригенных коллекторов применяют глинокислоту 3 части (НСl) +1 часть (HF). Кроме того могут применяться сульфаминовые кислоты и бифторит аммония.

При обработки скважины применяют концентрации 10-15% по массе. Причины оптимальности концентрации: 1 При меньших концентрациях малоэффективно и требуются большие объемы; 2 При большой концентрации – коррозия.

Технология проведения КО

1 Останавливают скважину и при необходимости глушения или наличия в продукции сероводорода;

2 Поднимают скважинное оборудование;

3 Спускают НКТ и промывают в объеме 3 скважин;

4 Опресовывают обсадную колонну;

5 Для уменьшения деформации обсадной колонны весь ствол должен быть заполнен жидкостью или у башмака колонный устанавливают пакер;

6 На устье с помощью насосного агрегата приготавливают раствор;

7 Расчетный объем составляет 0,5-1 м³ на метр толщины обрабатываемого пласта;

8 После чего закачивают этот раствор в затруб и закрывают его;

9 Расчетным объемом продавочной жидкости производится закачка кислоты в пласт;

10 Ожидание реакции кислоты с г.п.;

11 Повторная промывка скважины;

12 Спускают подъемное оборудование;

13 Освоение скважины.

Виды КО:

1 кислотная ванна. Применяется для очистки от продуктов коррозии и УВ.

2 простая кислотная обработка;

3 кислотная обработка под давлением. Применяется для обработки более удаленных от забоя участков пласта.

4 пенокислотная обработка

5 термокислотная обработка.

Реагенты добавляемые к кислотам:

1 Стабилизаторы (уксусная кислота, лимонная кислота)

2 Ингибиторы коррозии

3 Нитролизаторы серной кислоты находящаяся в технической соляной кислоте (уксусная кислота, лимонная кислота).

Оценка эффективности:

Эффективность КО оценивают по индикаторным диаграммам. дебит должен увеличится!

ЦА 320 конструкцию и работу, стыдно не знать!

 

Технология и техника ГРП

Основной целью является создание высокой проницаемости в ПЗП и на участке м\д скважинами. Виды: локальный (30-50м), массивный (более 100м). Длинна и размеры трещины зависят от количества расклинивающего материала.

Последовательность:

1 Подготовка ствола скважины. Изучение состояния цемента за колонной, опрессовка колоны, обследование внутренней полости скважины, установка и повторная опрессовка пакеров и якорей.

2 Исследование профиля притока (приемистости пласта)

3 Закачка в скважину жидкости разрыва

4 После образования трещины не прекращая закачки жидкости производят закачку жидкости песконосителя.

Требования к жидкости песконасителю.

а) требуемая вязкость для поддержания пропанта во взвешаном состоянии

б) при попадании в пласт жидкость не должна ухудшать условия фильтрации

в) доступность

Требования к пропанту

а) обладать достаточной механической прочностью, для того что бы после прекращения работы насосного агрегата под действием горного давления не произошло разрушение.

б) проницаемость трещины содержащий пропант должна быть больше, чем естественная проницаемость пласта.

В качестве расклинивающего материала применяют отсортированный кварцевый песок или пропант.

Размеры частиц: локальный ГРП (0,5-0,8мм), массивный (2-2,5мм).

5 Закачка продавочной жидкости

6 Снятие давления

Оценка ГРП производится по коэф. продуктивности, но не по дебиту.

ГРП запрещено при:

1 Малой эффективной толщине пласта

2 Для высокообводненной скважины

3 Запрещено в приконтурной зоне

Оборудование: елка на устье, линии нагнетания, насосные агрегаты, смесительные агрегаты, станция контроля ГРП, полевая лаборатория.

 

Подземный ремонт скважин

Комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности скважины и ликвидации не сложных аварий. Классификация:

· По назначению (предупредительный, восстановительный)

· По видам ремонта: -ТР1(монтаж скважинного оборудования при вводе скв в эксплуатацию)-ТР2(перевод скважины на другой способ эксплуатации)-ТР3(оптимизация режима работы скважины)-ТР4(ремонт штанговых скважин)-ТР5(ремонт ЭЦН)-ТР6(ремонт фонтанных скважин)-ТР7(ремонт газлифтных скважин)-ТР8(ремонт артезианских скважин)-ТР9(очистка ствола скважины)-ТР10(прочие аварии)

· Эффективность и качество: - межремонтный период (продолжительность м/у 2-мя ремонтами) –коэф.эксплуатации, определяется за год: kэ=Тфакт/Ткал, Тфакт – фактическая переработка по времени. Для насосных скважин kэ=0,95-0,98; для фонтанных kэ=0,98-1

Последовательность работ: переезд бригады, подготовительные работы (глушение,демонтаж устьевого оборудования, подъем подземного оборудования, захват и подъем аварийного оборудования, замена вышедшего из строя оборудования, спуск и установка оборудования)

Применяемое оборудование: стационарные вышки, передвижные подъемники (А-50) насосные агрегаты (ЦА-320М)оборудование для СПО (ключи для свинчивания-развинчивания)

Капитальный ремонт скважин

Комплекс работ, связанных с ликвидацией сложных аварий, восстановлением работоспособности скважины, увеличением продуктивности, изменение конструкции забоя и др. При КРС производят обязательное исследование скважин, шаблонирование колонны, определяют коэффициент продуктивности скважины, снятие термограммы, применение печатей резиновых для определения неисправностей.

Классификация:

· По назначению (планово-предупредительный, восстановительный)

· По глубине (легкий до 1500м; тяжелый свыше 1500м)

· По видам работ: устранение негерметичности ОК, устранение аварий, перевод на другие горизонты, разобщение пластов, восстановление работоспособности скважины, обработка ПЗП, исследование скважин, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервация скважин, ликвидация скважин.

· Работы по увеличению нефтеотдачи: вибровоздействие на пласт, волновое воздействие, магнитное, электрохимическое

 

 

41. Системы сбора и подготовки нефти, газа и воды на промыслах

Под системой сбора понимается комплекс мероприятий, обеспечивающий сбор продукции скважин; разделение продукции на составляющие компоненты и их количество; утилизация сточных вод.

Классификация системы сбора: по количеству труб для сбора НГВ: однотрубные; двухтрубные. По способу сбора продукции: открытые системы; герметизированные системы (напорные – с поддержанием давления на устье 0,5-0,6МПа; высоконапорные – 6-7МПа); блочная система (на больших площадях); высокогерметизированные (на морских месторождениях).

Схема системы сбора

ГЗУ – групповая замерная установка; ДНС – дожимная насосная станция; ГСС – газосборная сеть; УПС – установка предварительного сброса воды; ЦППН – центральный пункт подготовки нефти; УКПН – установка комп. подготовки нефти; УПВ – установка подготовки воды; КНС – кустовая насосная станция.

Требования к качеству подготовки нефти

Нормы качества нефти предусматривают создание благоприятных условий для ее перекачки по магистральным трубопроводам.

Возникающие осложнения: 1. скопление в пониженных участках трассы воды и образование водонефтяных подушек. 2. скопление в повышенных участках газа (газовые мешки). Образование гидратных пробок и возникновение пульсаций. Гидравлический удар. 3. абразивный износ насосного оборудования применяемого при транспорте нефти. 4. образование в процессе транспорта химически агрессивных и коррозионно-активных соединений.

Группы качества нефти

показатель	I	II	III
Максимальное содержание воды, не более, %	0,5	0,5
Максимальное содержание Cl-х солей, не более, мг/л
Максимально содержание мех.примесей, не более, %	0,05	0,05	0,05
Давление насыщения паров, кПа	66,7	66,7	66,7

 

Сепарация нефти от газа

Сепарация жидкости, отделение газа в различных сепараторах, осуществляется для:

- получение нефт.газа, используемого как химическое сырье или топливо;

- уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижение тем самым гидравлических сопротивлений;

- разложение образовавшейся пены;

- отделение воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;

- уменьшение пульсаций при транспорте нефти от сепаратора 1 ступени до установки подготовки нефти.

Процесс сепараций осуществляют многоступенчато при постепенном снижении давления в сепараторах. P₁ > P₂ > P₃. В нефтяных сепараторах любого типа присутствуют 4 основных секции (5-ая для отделения воды, если она присутствует).

I – основная сепарационная; II – осадительная секция; III – секция сбора; IV – каплеуловительная секция.

Процесс сепарации газа можно производить 3-мя способами. 1. Лабораторный («моделирование»); 2. Промысловый (сепаратор); 3. Аналитический.

Расчет производится исходя из констант равновесия. Отношение мольной доли в газовой фазе к мольной доли в жидкой фазе.

В настоящее время выпускается: 2-х фазный горизонтальный сепаратор НГС6-1400. (6-рабочее давление, кгс/см²; 1400-диаметр сепаратора, мм) и блочные сепарационные установки типа УБС-1500/6 (1500-пропусканая способность по жидкости, м³/сут).

Сепараторы УПС с предварительным сбросом воды, УПСА – с аникоррозионным исполнением.

Расчеты сепаратора производят по жидкости и по газу. Условие, что скорость подъема газа V_г > V_н.

Отделение воды от нефти

Нефтяные эмульсии образовываются в ПЗП, поровом канале, на забое скважины, при подъеме по колонне НКТ, вплоть до установок обезвоживания. Эмульсия образуется в результате смешения УВ, воды и эмульгатора (ПАВ), способного снизить поверхностное натяжение на границе раздела фаз углеводородная жидкость – водная фаза таким образом, что при их интенсивном перемешивании происходит образование мелких капелек водной фазы в УВ среде. При определенной концентрации эмульгатора они оказываются сплошь покрытыми участками молекул ПАВ, ввиду чего создается механически прочная оболочка вокруг капелек, которая мешает их слиянию.

Основные свойства: плотность, вязкость

t₁ < t₂

Макс. при S_В=40-80%.

2 вида устойчивости эмульсий: кинематическая (седиментационная) и агрегативная.

Методы применяемые при разрушении В/Н эмульсий:

1. Внутритрубная демульсация, за счет подачи искусственных, более эффективных ПАВ, чем естественные. Эмулы являются продуктами взаимодействия нафтеновых кислот и солей.

2. Гравитационное разделение (отстой), за счет разности плотностей.

3. Центрифугирование.

4. Фильтрация через твердые поверхности (гидрофильные и гидрофобные).

5. Термохимическое воздействие (тепло + хим.воздействие).

6. Электродегидрирование.

7. Барбатирование через слой воды.

К УПН эмульсия должна подойти подготовленной к расслоению, т.е. быть агрегативно неустойчивой. Условно можно выделить 4 группы методов разрушения нефтяных эмульсий:

- механические;

- химические;

- электрические;

- термические.

Каждый из методов приводит к слиянию и укрупнению капель воды, что способствует более интенсивной потере агрегативной устойчивости и расслоению эмульсии.

Выбор метода определяется типом нефтяной эмульсии и ее стойкостью.

 

Вопросы

к экзамену по курсу «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» для специальности ГБ

1. Виды и классификация нефтесодержащих пород

2. Гранулометрический или механический состав горной породи

3. Электрические и тепловые свойства горных пород

4. Состав и основные физические свойства нефтей и газов

5. Фильтрация жидкости в пласте. Виды одномерных фильтрационных потоком

6. Закон Дарси. Границы применимости закона Дарси

7. Источники пластовой энергии. Характеристика режимов работы нефтяных пластов

8. Стадии и системы разработки нефтяных залежей

.9 Методика и последовательность комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений

10. Рациональность систем разработки. Характеристика и выбор объектов разработки

11. Гидродинамические исследования скважин на установившихся режимах работы

12. Гидродинамические исследования скважин и пластов на неустановившихся режимах работы

13. Принципы схематизации залежей при проектировании разработки. Варианты разработки

И. Методика расчета основных показателей разработки нефтяной залежи при ЖВНР работы пляс та по модели поршневого вытеснения нефти водой

I5. Методика расчета непоршневого вытеснения нефти водой с учетом неоднородности пласта

16. Особенности расчета показателей разработки залежей при режимах работы пласта: УВНР. РРГ, ГНР

17. Контроль и регулирование разработки нефтяных залежей

18. Физико-химические основы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (причины низкой
нефтеотдачи и способы их устранения)

19. Тепловые методы и использование газов для увеличения нефтеотдачи пластов

20. Химические способы увеличения нефтеотдачи пластов

21. Гидродинамические способы увеличения нефтеотдачи пластов

22. Вскрытие нефтяного пласта и освоение скважин

23. Кислотные обработки скважин

24. Технология и техника ГРП

25 Баланс энергий в скважине. Классификация способов добычи нефти

26. Подъем жидкости за счет энергии расширяющегося газа

27. Расчет движения ГЖС в вертикальных трубах.

28. Характеристика газожидкостного подъемника и факторы ее определяющие

29. Выбор оборудования и режима работы фонтанной скважины

30. Оборудование фонтанных скважин. Особенности исследования фонтанных скважин

31. Технология и техника газлифтной эксплуатации скважин

32. Расчет режима работы и подбор оборудования газлифтных скважин

33. Пуск газлифтных скважин в эксплуатацию

34. Схема, принцип работы и оборудование ШСНУ

З5. Установление режима работы и выбор оборудования ШСНУ

36. Оборудование и принцип работы скважин с установками ЭЦН

37. Выбор оборудования и установление режима работы скважин с установками ЭЦН

38. Эксплуатация скважин в осложненных условиях

39. Подземный ремонт скважин

40. Капитальный ремонт скважин

41. Системы сбора и подготовки нефти, газа и воды на промыслах

42. Сепарация нефти от газа

43. Отделение воды от нефти

44. Охрана окружающей среды при разработке нефтяных залежей

45. Состав и физико-химические свойства природных газов

46. Конструкция и режимы эксплуатации газовых скважин

47. Особенности исследований газовых скважин и пластов

48. Системы сбора газа и его подготовка к транспорту

49. Режимы работы газовых залежей

50. Проектирование и разработка газовых залежей

5 I. Проектирование и разработка газоконденсатных залежей

52. Причины снижения и пути увеличения компонентоотдачи газоконденсатных залежей

53. Подземное хранение природных газов

 

Виды и классификация нефтесодержащих пород

Все нефтесодержащие породы классифицируют по признакам:

1) По составу породообразующих минералов:

- терригенные пески и песчаники (51%) – На сегодняшний день наиболее вовлечены в разработку пески, в среднем полнота извлечения составляет 40-45%;

- карбонатные (48%) – известняк и доломит. К-нт извлечения 30-35%;

- магматические.

2) По характеру образования прир-х ловушек н и г

- ловушки первичного происх-я (образ-ние в рез-тате естеств-го осадконакопления);

- ловушки вторичного происх-я (в рез-те геологических процессов)

3) По физическому состоянию и содержанию у/в (разные типы залежей):

- чисто газовые (92-99% метана)…медвежье м/р-е;

- газоконд-е (содержат свободный газ и жидкий конденсат)…уренгойское м/ние;

- газоконденстано-нефтяные…ямбург, заполярье;

- газонефтяные (в одном пласте присутствуют н,г);

- чисто нефтяные …пластовое давление выше насыщения.

С точки зрения фильтрации н и г в п/п пустоты существуют в разных видах - поры, трещины, каверны и смешанные пустоты.

По размерам пустот, образующих каналы ф-ции, различают:

1) сверхкапиллярные каналы (d>0,5 мм). Ж-сть и газ движутся свободно при любых перепадах давления;

2) капиллярные каналы (d=0,2…0,5 мм). Газ движется свободно, а ж-сть с преодолением капиллярных сил;

3) субкапиллярные каналы (d<0,2 мм). Г движется, н-практически нет.

Пористость – наличие в составе г.п. пустот. Виды пористости: Открытая – сключает все связанные между собой каналы. Динамическая – каналы, в которых происходит фильтрация ж-сти при ΔР. Полная – все виды пустот.

Величину пористости оценивают к-том пористости m – m=V_ПОР/V_ОБР. m=17…25% - для терригенных пород; 0,2…50 – для глин.

Определяется пористость по методу Преображенского – разница м/д массами сухого образца и наполненного.

Проницаемость – способность породы пропускать ч/з себя ж-сти или газ. Величина ее определяется из уравнения з-на ф-ции Дарси . «-» - движение, обратное изменение давления. К-нт прон-сти, м²; 1 мкм²=1Д.

Проницаемость не зависит от давления. Различают виды прон-сти:

1) Абсолютная – прон-сть г.п. по ж-сти или газу химически инертных по отношению к этой г.п.

2) Фазовая – прон-сть г.п. по отдельной фазе (речь о многофазной ф-ции): по нефти k_Н – по нефти, k_В – по воде, k_Г – по газу

3) Относительная – отношение фазовой прон-сти к абсолютной

Прон-сть хар-зует площадь поперечного сечения тех каналов, по которым происходит ф-ция ж-сти, н, г.

Из рисунка – мы не можем извлечь всю нефть.