1. Информация из ФГОС, относящаяся к дисциплине

1.1. Вид деятельности выпускника

Дисциплина охватывает круг вопросов относящихся к виду деятельности

выпускника:

Производственно-технологическая деятельность;

Экспериментально-исследовательская деятельность;

Проектная деятельность.

1.2. Задачи профессиональной деятельности выпускника

В дисциплине рассматриваются указанные в ФГОСзадачи профессиональной деятельности выпускника:

Производственно-технологическая деятельность (ПТД):

осуществлять технологические процессы строительства, ремонта, реконструкции и восстановления нефтяных и газовых скважин на суше и на море;

эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин на суше и на море;

осуществлять технологические процессы добычи нефти и газа, сбора и подготовки скважинной продукции;

эксплуатировать и обслуживать технологическое оборудование, используемое при добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной продукции;

осуществлять промысловый контроль и регулирование извлечения углеводородов;

Экспериментально-исследовательская деятельность (ЭИД):

анализировать информацию по технологическим процессам и техническим устройствам в области бурения скважин, добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше и на море, трубопроводного транспорта нефти и газа, подземного хранения газа, хранения и сбыта нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов;

проводить регламентированные методиками экспериментальные исследования технологических процессов и технических устройств в области бурения скважин, добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше и на море, трубопроводного транспорта нефти и газа, подземного хранения газа, хранения и сбыта нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов;

выполнять статистическую обработку результатов экспериментов, составлять отчетную документацию.

Проектная деятельность (ПД):

собирать и представлять по установленной форме исходные данные для разработки проектной документации на бурение скважин, добычу нефти и газа, промысловый контроль и регулирование извлечения углеводородов на суше и на море, трубопроводный транспорт нефти и газа, подземное хранение газа, хранение и сбыт нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов;

выполнять с помощью прикладных программных продуктов расчеты по проектированию бурения скважин, добычи нефти и газа, промысловому контролю и регулированию извлечения углеводородов на суше и на море, трубопроводному транспорту нефти и газа, подземному хранению газа, хранению и сбыту нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов;

составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные, технологические и рабочие документы;

участвовать в составлении проектных решений по управлению качеством в нефтегазовом производстве.

1.3. Перечень компетенций, установленных ФГОС Освоение программы настоящей дисциплины позволит сформировать у обучающегося следующие компетенции:

применять в практической деятельности принципы рационального использования природных ресурсов и защиты окружающей среды (ПК-10);

обоснованно применять методы метрологии и стандартизации (ПК-11);

использовать физико-математический аппарат для решения расчетноаналитических задач, возникающих в ходе профессиональной деятельности (ПК-19);

выбирать и применять соответствующие методы моделирования физических, химических и технологических процессов (ПК-20);

способность: осуществлять сбор данных для выполнения работ по проектированию бурения скважин, добычи нефти и газа, промысловому контролю и регулированию извлечения углеводородов на суше и на море, трубопроводному транспорту нефти и газа, подземному хранению газа, хранению и сбыту нефти, нефтепродуктов и сжиженных газов (ПК-21);

выполнять отдельные элементы проектов на стадиях эскизного, технического и рабочего проектирования (ПК-22);

использовать стандартные программные средства при проектировании (ПК-23);

составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные, технологические и рабочие документы (ПК-24).

1.4. Перечень умений и знаний, установленных ФГОС После освоения программы настоящей дисциплины студент должен:

знать:

-достижения отечественной и зарубежной науки и техники в нефтегазодобывающей отрасли;

-требования к составлению проектной документации на разработку и - эксплуатацию на нефтяных и газовых месторождений;

-принципы организации и технологии освоения месторождений жидких и газообразных УВ;

-методы интенсификации притоков УВ;

-область применения различных расчетов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

-о трудностях, сопутствующих при разработке месторождений УВ.

уметь:

-правильно рассчитать режимы эксплуатационных и нагнетательныхскважин;

-произвести замеры параметров пласта глубинными приборами;

-оценить возможности эксплуатации нефтяных и газовых месторождений без осложнений;

-методы ликвидации осложнений при эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Владеть:

- методами расчета гидродинамических параметров пласта, методами наблюдений за работой скважин, сбора всех необходимых исходных данных, составления графических приложений за разработкой залежи УВ, выбором технологического режима скважин.

2. Цели и задачи освоения программы дисциплины В процессе изучения дисциплины студенты должны приобрести общие представления об особенностях строения залежей углеводородов (УВ), методов и материалов промысловой геологии, в уяснении принципов и методических основ процесса разработки и анализа динамики технико – экономических показателей, в ознакомлении с научными принципами организации разработки нефтяных и газовых месторождений, в изучении систем комплексной разработки залежей УВ и методов воздействия на пласт с целью интенсификации притоков УВ. Данная дисциплина является одной из профилирующих для специальности «Нефтегазового дела».

3. Место дисциплины в структуре ООП Для изучения дисциплины необходимо освоение содержания дисциплин:

физики, математики, подземной гидромеханики, химии, геологии нефти и газа, Знания и умения, приобретаемые студентами после освоения содержания дисциплины, будут использоваться в дисциплинах «Геофизические исследования скважин», «Заканчивание скважин».

4. Основная структура дисциплины Вид учебной работы Всего часов Семестр 6 Общая трудомкость дисциплины 216 139 Аудиторные занятия 106 72 Лекции 53 36 Практические занятия 53 36 Самостоятельная работа 83 40 Вид промежуточной аттестации (итого- Зачт, экзамен Экзамен зачт вого контроля по дисциплине) (27 ч.) 5. Содержание дисциплины 5.1. Перечень основных разделов и тем дисциплины 1. Системы и технология разработки нефтяных и газовых месторождений, их классификация и характеристика;

2. Модели пласта и процессов вытеснения УВ;

3. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах;

4. Разработка нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления (ППД);

5. Физико-химические свойства нефти, газа, конденсата;

6. Газогидродинамические методы (ГДМ) исследование газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений;

7. Установление оптимального технологического режима эксплуатации газовых и нефтяных скважин;

8. Методы интенсификации добычи газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей;

9. Сбор, очистка и подготовка к транспортировке газа и нефти;

10. Приборы и аппаратуры, применяемые при добычи УВ.

5.2. Краткое описание содержания теоретической части разделов и тем дисциплины 1. Системы и технология разработки нефтяных и газовых месторождений, их классификация.

При непрерывном ухудшении проницаемости может иметь место несколько прямолинейных участков, дающих параметры, близкие к параметрам отдельных зон.

В случае наличия в пласте зон с резко выраженной неоднородностью на кривых стабилизации отмечаются те же закономерности, что и на КВД, и по ним также можно определить расстояние до этих зон.

В пластах, неоднородных по толщине, при совместном исследовании различных по проницаемости пластов результаты обработки кривых стабилизации зависят от соотношения пластовых давлений отдельных пластов. В случае равенства пластовых давлений кривые стабилизации дают проводимость, равную сумме проводимостей отдельных пластов, и проницаемость, средневзвешенную по мощности. При разных пластовых давлениях значение приведенной проводимости в общем случае зависит от дебита и достигает суммарного значения, когда приток в скважину происходит из всех продуктивных пластов.

Для получения параметров отдельных пластов по общей кривой стабилизации необходимо в процессе исследования измерять дебиты газа из каждого пласта на забое скважины. Кривая стабилизации затем обрабатывается по стандартной методике для каждого пласта.

1. Виды промышленной эксплуатации залежей (месторождений) Система разработки месторождения предусматривает решение следующих задач:

1. определить эксплуатационные объекты (при многопластовом и многозалежном месторождении) и определить порядок их ввода в эксплуатацию;

2. определить количество скважин и порядок их ввода;

3. установить режим работы эксплуатационных (и нагнетательных) скважин;

4. регулировать баланс пластовой энергии.

Виды промышленной эксплуатации - ПЭ (пробная эксплуатация), ОПЭ (опытно-промышленная эксплуатация), ПРЭ (промышленная эксплуатация) Пробная эксплуатация - проводится в основном при разведке месторождений, оценке их запасов УВ и подготовке месторождений к разработке для определения нормальной работы скважин при их эксплуатации, промысловых параметров пласта и физических свойств УВ в пластовых и поверхностных условиях. На залежи может быть 1-2 скважины. Период их работы до 3 месяцев, иногда увеличивают при согласовании с контролирующими органами. В этот период решают и методы интенсификации притока. В начале и в конце проводят ГДИ, отбирают пробы пластовых флюидов. Определяют потенциальный, нормальный и минимальный дебиты (режимы) скважин.

Опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ) - это третий этап современного процесса освоения месторождений (поиски, разведка, ОПЭ, разработка), охватывает период от начала эксплуатации до получения точных данных для оптимального проектирования разработки месторождений. Но довольно часто ОПЭ проводят при разведке и даже поисках месторождений, а также и самой разработки. Она проводится на основе оперативно оцененных запасов и др. параметров довольно достоверных. Задачи (основные) ОПЭ:

1. уточнение геологического строения залежи (месторождения);

2. уточнение основных как подсчетных параметров запасов нефти, газа и газоконденсата, так и промысловых параметров;

3. параметров для обоснования проекта разработки месторождения, главные из них являются: Рпл, Т°, положение ГЖК, литология пласта, условия бурения, число продуктивных пластов, состав и свойства газа и жидкости, условия их движения по пласту, режим залежи и влияние его на производительность скважин, подтверждение запасов УВ по падению давления. Также определяется число скважин, сеть их размещения по залежи, возможный режим отбора нефти и газоконденсатаприразработки залежи, удовлетворение потребностей нефти, газа и конденсата для потребителей, возможные и необходимые методы интенсификации притоков УВ, многие технические и технологические вопросы. Составляется проект на ОПЭ, который согласовывается и утверждается во многих организациях по контролю за недрами. Время ОПЭ - до трех лет, иногда увеличивается.

Промышленная разработка и эксплуатация месторождений Подразделяется:

А. - по порядку мероприятий:

а) эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении делятся на базисные и возвратные; б) размещение скважин на объектах могут быть равномерным (залежи с неподвижным ГВК или с равномерным распределением пластовой энергии) или рядами; в) порядок ввода эксплуатационных скважин одновременный, по сужающейся или ползущей системам; г) методам регулирования баланса пластовых энергий газовой, нефтяной и газоконденсатной залежи (месторождения) имеют некоторые отличия, а именно - по схемам размещения скважин: а) равномерное по квадрату или треугольнику; б) в виде кольцевых батарей и цепочек скважин; в) в центральной части равномерная сетка; г) неравномерная по площади.

Б. - по поддержанию пластового давления для извлечения нефти и конденсата. Наибольшее количество конденсата получают при закачке «сухого газа» обратно в пласт, после получения из него конденсата.

Разработка месторождения - комплекс работ по разбуриванию скважин и извлечению нефти и газа из пласта на поверхность. Эксплуатация - это работы по эксплуатации скважин. Месторождение экономичнее разрабатывать снизу вверх, но не всегда рационально, т.к. процесс затягивается во времени. Поэтому одновременно разбуривают каждый "основной" пласт, а маломощныепропластки присоединяют к основным. Основной задачей разработки является получение максимального количества нефти и газа в короткий срок при минимальных затратах. Это достигается выбором правильной системы разработки (число скважин, расстояние между ними, порядок и темп разбуривания), эффективным использованием пластовой энергии, технически правильной эксплуатацией скважин и месторождения. Для этого надо знать вначале режим работы месторождения, т.е. энергию и геологическое строение пласта, особое значение имеют количество скважин и главное -расстояние между ними. При напорных режимах (газо-, водо-) порядок разбуривания должен обеспечить равномерное продвижение вытесняющей среды по всему фронту залежи, в противном случае произойдет заводнение или дегазация залежи. Только из анализа геологии ряда технико-экономических расчетов можно выбрать систему разработки залежи.

Для контроля режима за эксплуатацией скважин необходимо: 1) наблюдение за дебитами воды, нефти и газа по скважинам и их регулирование; 2) систематическое наблюдение за пластовым давлением; 3) наблюдение за продвижением контура воды.

Общее регулирование добычи УВ и расходование пластовой энергии производится чтобы: 1) осуществить возможно более равномерное продвижение воды, нефти и газа в пласте; 2) избежать неравномерного изменения пластового давления по площади; 3) обеспечить длительный срок работы залежи на напорных режимах.

2. Модели пласта и процессов вытеснения УВ.

Для составления проекта разработки и эксплуатации нефтяных и газовых залежей (месторождений) следует определять сначала модели продуктивных пластов и процессы вытеснения нефти и газа нагнетающим в пласт агентом.

Модели пластов по их промысловым показателям и гидродинамическим свойствам делят на: а) однородные; б) сложные по строению (в т.ч. трещиноватые).

По насыщению: 1) нефтяные; 2) нефтегазовые; 3) газовые; 4) газоконденсатные.

По соотношению нефти и воды - разные (от равных по значению, до значительно отличающихся).

По режимам: 1) жесткий водонапорный; 2) упругий (газовый); 3)режим растворенного газа; 4) газовый режим.

Для регулирования добычи нефти и газа из пластов разработаны следующие модели вытеснения нефти: 1) поршневая; 2) непоршневая; 3) вероятностно-статическая; 4) детерминированная. Основные из них, первые две.

Поршневое вытеснение нефти Приближенным креальным условия разработки залежи при жестком водонапорном режиме будет учет разностей вязкости нефти и воды в пласте и фазовых проницаемостей для воды в зоне вытеснения и для нефти при наличии в пласте связанной воды.

Допускаем, что при вступлении воды в нефтеносную область сразу устанавливается остаточная нефтенасыщенность пор пласта (SH.O.).Такой механизм вытеснения нефти из пласта называется поршневым. Примем: KB (SВ) - фазовая проницаемость воды в зоне вытеснения нефти (зависит от водонасыщенности пласта SВ) иравна SВ=1-SH.O.

Кн(Sсв) - фазовая проницаемость нефти в зоне начальной нефтенасыщенности (зависит от начальной связанной воды - SCB), µH, µВ - вязкости нефти и воды в пласте.

; Кв(Sв) иКн(Sсв) определяют по зависимости относительных фан зовых проницаемостей для Н2О и нефти от Кво пласта.

В этой методике расчетов показателей разработки залежей принимается, что при подходе контура нефтеносности обводнение наступает мгновенно.

Следовательно, учет разностей вязкости нефти и воды, фазовых проницаемостей нефти и воды может влиять только на внешние фильтрационные сопротивления ряда скважин, к которому ВНК приближается.

Непоршневое вытеснение нефти Процесс обводнения рядов скважин при жестком водонапорном режиме может быть рассчитан путем учета следующих реальных фактов:

а) непоршневого вытеснения нефти (когда в зоне вытеснения нефти водой происходит совместная фильтрация нефти и воды).

б) неоднородности пласта по проницаемости.

Первый фактор оценивается по зависимостям относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности пласта при увеличивающейся интенсивности промывки (по мере перемещения фронта вытеснения).

Второй фактор - надо построение модели неоднородного пласта (состоящего из п прослоев, разных по проницаемости и толщине) по данным исследования керна, гидродинамических исследований скважин и др.

Оба фактора учитывают одновременно, т.е. производится расчет непоршневого вытеснения нефти водой для модели неоднородного пласта.

Бесконечный пласт однородного строения При разработке крупных нефтяных месторождений с обширной водонапорной системой и при условии Рнач.пл.>>Рнас в залежах нефти проявляется упруго-водонапорный режим. Этот режим наблюдается в стадии фонтанирования, затем надо поддерживать Рпл. Упругость пласта проявляется при несоответствии отбора и закачки флюидов.

3.Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах.

Установление технологического режима работы скважины Для этого используются результаты исследования скважин и пластов. Отбор, равный максимальному количеству продукции - потенциальный - чаще всего недопустим, так как это ведет за собой нерациональный расход пластовой энергии, неполное использование запасов нефти и газа, и даже может вывести из строя оборудование (обсадную колонну) и разрушение пласта. Поэтому для каждой скважины устанавливается своя норма отбора - максимальный дебит, допускаемый условиями рациональной эксплуатации с учетом охраны недр и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважины. Нормы устанавливаются проектом разработки и по мере разработки месторождения могут уточняться.

При нормировании все скважины делятся на 2 группы:

1) с неограниченными отборами;

2) с ограниченными отборами.

Первая группа включает малодебитные скважины, динамический уровень (Нg) в которых можно снижать до кровли пласта, и скважины с низким Рпл.

Норма отбора нефти из скважин этой группы определяется потенциальным дебитом и максимальными возможностями оборудования в этой скважине.

Дебит скважин 2й группы приходится ограничивать по:

1) с активной пластовой водой, где Рпл больше Рнас, дебит ограничивают для предотвращения выделения значительного количества газа впласте; при этом Рпл, определяющее норму отбора, устанавливают близким к Рнас, иногдана 20-25% ниже его;

2) необходимость предотвращения подтягивания подошвенной воды, необходимость обеспечения равномерного расширения газовой шапки и предотвращения выпуска газа из скважин, необходимость ограничения выноса песка, сокращения добываемой из пласта воды, среднего газового фактора по пласту;

3) по техническим причинам - в глубоких скважинах с высоким Рпл.

увеличение р ограничено прочностью обсадной эксплуатационной колонны.

Нормы устанавливают экспериментально по исследованию скважины на приток при помощи индикаторной кривой, на которую кроме зависимости Q - Р наносят данные о количестве добываемой воды, газа и песка в зависимости от При >1% песка при фонтанировании нефтяной скважины возникает опасность разрушения устьевой арматуры из-за абразивности.

В многодебитных скважинах отбор продукции определяет возможность обсадной эксплуатационной колонны, а именно ее пропускной способностью.

Выход - увеличение диаметра эксплуатационной колонны.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений.

Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и эксплуатации месторождения, путем изучения его геологического строения, проведения газогидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств коллекторов и содержащихся в них нефти, газов, воды и конденсата.

Правильность выбранного технологического режима работы скважин зависит от количества и качества накопленной информации. На каждом конкретном месторождении можно выделить один определяющий фактор, по которому устанавливается технологический режим работы скважин.

4. Разработка нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления (ППД).

Методы повышения извлекаемых запасов нефти и условия их применения Применяют, конечно, все доступные средства:

1) рациональная схема разработки нефтяных месторождений;

2) воздействие на ПЗП в скважинах с целью улучшения местных условий фильтрации;

3) повышение дебитов скважин;

4) выравнивание профиля притока.

Увеличения нефтеотдачи можно добиваться (кроме правильной расстановки скважин с учетом геологического строения пластов, равномерного стягивания контура нефтеносности, пополнения энергетических ресурсов залежи за счет заводнения и нагнетания газа в пласт и т.д.) также, если искусственно развивать и поддерживать в пласте благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективный процесс вытеснения нефти из коллектора.

При заводнении необходимо выбрать такой режим (динамику) нагнетания воды, который бы обеспечивал повышение значения нефтеотдачи и улучшения моющих и нефтевытесняющих свойств вод. Применяют карбонизированные (СО2) воды, или полимеры, повышающие вязкость воды. Горячая вода значительно повышает нефтеотдачу. Пар, горение, растворители (сжиженные газы), растворы ПАВ и физические воздействия на пласты (электрическое, вибрация и др.) Известно что: режим (скорость) нагнетания воды, градиенты давлений, распределение в пласте линий тока увеличивают нефтеотдачу. Известно также, что благоприятные процессы массообмена протекают в неоднородных пластах при циклическом нагнетании воды.

Поверхносно-активные вещества ПАВ: ионогенные и неионогенные.

Применяют в основном вторые. Они активнее, меньше адсорбируются на поверхности пород. Их воздействие многостороннее: резко снижают поверхностное натяжение воды на границе нефти с породой, способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давлений для фильтраций в порах, уменьшают расход воды, улучшают моющие свойства воды.

Роль СО2:в сжиженном состоянии нагнетается в пласт в виде оторочки и продвигается дальше в виде карбонизированной воды (4-5%). Нефтеотдача повышается вследствие взаимного растворения СО2 и нефти, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастания ее объема, снижения поверхностного натяжения на границе с водой. Также на фронте вала образуется смесь легких УВ и СО2. Возможно, что CO2 взаимодействует с породой, увеличивая ее проницаемость.

Оторочка загущенной воды- известно, что нефтеотдача коллектора завиКв Кн вая проницаемость воды и нефти, µHи µВ- динамическая вязкость воды и нефти.

При большой М возникает вязкостная неустойчивость фронта вытеснения, сопровождающаяся быстрыми прорывами воды к скважинам при низких значениях нефтеотдачи. Уменьшить подвижность воды можно увеличением ее вязкости загустителями. При этом в неоднородных коллекторах нефтеотдача растет из-за выравнивания фронта вытеснения. Полимеры растворяют в воде ПАА (полиакриламид). Он играет роль поли- электролита.

Вытеснение нефти растворителями и газом высокого давления Эффективность вытеснения нефти растворителями возрастает, если они с нефтью взаиморастворяются (исчезает граница раздела между вытесняющей и вытесняемой средой), изменения физических свойств жидкостей в зоне их контакта, перемешивания жидкостей в порах, массопереноса под действием молекулярной диффузии и др. причин. Выбирают состав оторочки по пластовым условиям - для смешивания УВ с нефтью надо, чтобы они в пласте были в жидком состоянии. При этом моновытеснитель должен иметь Тпл ниже его критической Т, а Рпл выше давления пара этого растворителя. При вытеснении смесью УВ газов это достигается при Тпл. ниже Ткр. смеси, а Рпл выше Рнас. системы при Тпл.

критические температуры.

Определение необходимого объема оторочки растворителя- определяется условиями проведения процесса (соотношения вязкостей той и другой жидкостей, длиной пути для растворителя, скоростью вытеснения) и свойствами пласта(неоднородностью коллектора, его строением).

Отсюда, размер зоны смеси оторочки с вытесняемой и вытесняющей средами, что является наиболее важным показателем процесса. L CX ia, где С, а - коэффициенты, зависящие от динамических вязкостей пластовой µ2и вытесняющей жидкостей µ1.. Xi – координаты сечения с насыщенностью p=0,5.В реалии возникают две зоны смеси 1 и 4.

Минимально необходимый объем оторочки равен такому ее объему, когда обеспечивается сохранение 100% насыщенности на всей длине обрабатываемого участка пласта.

Зависимость нефтеотдачи от темпов отбора жидкости - зависит от строения пласта, водонефтенасыщенности коллектора, физико-химических свойств флюида и пласта. Нефтеотдача растет с ростом скорости вытеснения нефти (т.е. градиента давления), когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти. В хороших коллекторах при низких капиллярных давлениях нефтеотдача слабо зависит от темпов отбора нефти из пласта. В неоднородных пластах повышение градиентов давления в пласте увеличивает нефтеотдачу.

При высокой водонасыщенности коллектора нефтеотдача увеличивается при форсировании отбора жидкости из скважины и при перераспределении фильтрационных потоков в пласте с тем, чтобы охватить воздействием скважин пропластки, линзы и тупиковые зоны пласта, участвовавшие ранее в работе в недостаточной степени. Все это надо учитывать.

Газовые и газоконденсатные залежи (месторождения) Физико-химические свойства природных газов и конденсата Добываемые на газовых, газоконденсатных, газонефтяных месторождениях природные газы представляют собой многокомпонентные системы, состоящие из предельных углеводородов и некоторых неуглеводородных соединений. Предельные углеводороды имеют формулу СnН2n+2 и в нормальных условиях представляют собою газы (в молекуле до 4 атомов углерода - от СН4 до С4Н10), жидкости (в молекуле до 26 атомов углерода), тврдые (в молекуле более 26 атомов углерода). Тяжлые УВ в зависимости от температуры и давления могут быть растворены в более лгких. Из неуглеводородных соединений природные газы содержат N2, C02, H2S и др., а также инертные: Не, Ar, Cr, Xe, Ne. Как правило, природные газы насыщены парами воды, количество которых зависит от Т°, P и состава газа и самой воды.

Углеводороды, входящие в состав природных газов, имеют различные физические свойства (таблица 1).

В зависимости от количества лгких или тяжлых (С3Н8 + С4Н10) газ делится на сухой и жирный. Сухой газ без тяжелыхУВ или содержит его очень мало. Жирный газ содержит тяжелыеУВ или газовый бензин (конденсат).

При разработке УВ залежей (месторождений) всегда сталкиваемся с законами изменения состояния газов как многокомпонентных систем. Основные законы: 1) Бойля-Мариота; 2) Гей-Люссака; 3) Авогадро; 4) Клапейрона - Менделеева.

1) Закон Бойля-Мариота - при изотермическом сжатии удельный объем идеального газа изменяется обратно пропорционально давлению и P1V1= P2V2.

2) Закон Гей-Люссака - удельный объем идеального газа при постоянном давлении увеличивается при повышении температуры VT = V0(1 + aVt). Vo- начальный объем газа при Т=0 С0,VT- объем газа при температуре tС0, aV- температурный коэффициент объемного расширения = 0,0036604. При V=const с ростом Т° повышается давление газаPT = P0(1 + aТТ). Для идеального газа aV= намическая температура T=273,16+t С°.

3) Закон Авогадро - равные объемы идеальных газов при одинаковых Р и плотности газов 1и2 пропорциональны их молекулярным массам М1 и М2.

объем газа = 22,4136 м/К·моль. Тогда кг/ м.

4) Закон Менделеева-Клапейрона для идеальных газов PV=vRT, где Р давление в Па, V - объем газа в м, v-количество газа вК·моль, R - универсальная газовая постоянная (R=8,31434·103 Дж/к·моль0·К). Этот закон для низких давлений. Для реальных газов используют уравнение Ван-дер-Ваальса, БиттиБриджмена и др.

Основные физические свойства газа и конденсата: плотность кг/м или г/см; давление в атмосферах, мПа, Па; температура в С0 и К0; вязкость пуаз, спуаз, кг·с/см; коэффициент сверхсжимаемости газа; влагосодержание газа г/м; теплоемкость Дж/кг·С°, ккал/кг·С°.

Плотность газа - масса единицы объема газа. Плотность газа известного состава определяется как сумма произведений плотности отдельных компоненn тов на их объемное (молярное содержание), p xPi или по известным молеi где н– плотность при 20 С и 760мм рт. ст, кг/м; z -коэффициент сверхсжимаемости газа при Р и Т0. Если в газе пары воды, плотность его равна ность насыщенного водяного пара, кг/м; Pв.п. - давление насыщенного водяного пара, кг/см.

В газоконденсатных скважинах плотность смеси определяется по формуQr k Qk при 20 С0 и 760мм. рт. ст. кг/м ;Qr, Qk - дебиты газа и конденсата при 20 С0 и коэффициент конденсата, Mk-молярная масса конденсата.

Давление - измеряемое в соответствующих условиях, мПа, Па, кг/см.

Температура - по Цельсию в С0 и термодинамическая - К = 273 + С0.

Вязкость - свойство сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. Зависит от температуры и давления. Это сила сдвига на ед.

площади, отсюда ее размерность - сила·время/длина. Или масса/длина·время.

Более распространена пуаз и сантипуаз. Расчет ее проводят в 2 этапа - сначала при заданной Т° и Ратм; затем полученное значение пересчитывают на заданное давление. Графическим и аналитическим методом.

Коэффициент сверхжимаемости газа - функция давления, температуры и состава газа. Его определяют, исходя из состава газа. В инженерных расчетах чаще пользуются обобщенным уравнением Менделеева-Клапейрона, в которое вводится коэффициент сверхсжимаемости, учитывающий отклонение реальных газов от идеальных. PV=zRT. Заменив уд.объем на плотность газа получим P=pzRT. z-коэффициент сверхжимаемости газа; R - газовая постоянная, м/ С0.

Критическое состояние вещества, при котором плотность его и насыщенного пара этого вещества равны друг другу. Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами. Для природного газа, являющегося смесью УВ и неУВ компонентов, критические параметры определяются как псевдокритические по составу газа. Когда в газе меньше 10% объема высококипящих УВ и неУВ компонентов, псевдокритические параметры критическое давление газа, кгс/см; Tп.кр – псевдокритическая, 0К; pкр, Tкр – критические давление, температура i-го компонента, определяемое по таблицам (см. таблицу 1); xi – молярное (объемное) содержание i-го компонента.

В том случае, когда компонентный состав газа неизвестен, псевдокритические параметры можно определить по относительной плотности газа (рис. 2а, 2б). При наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа в псевдокритические параметры вводятся поправки с соответствующим знаком.

Приведенными параметрами называются отношения соответствующих параметров к их критическим значениям pпр=p/pкр, Тпр=Т/Ткр.

Теплоемкость газа - отношение теплоты, подведенной к нему, к соответствующему изменению температуры газа. Если к единице количества газа, то это удельная (массовая или молярная) теплоемкость Дж/кг·С° или ккал/моль·С°. Изобарная теплоемкость (при P=const).

Гидратообразование - природный газ в соединении с водой при определенных условиях образует гидраты - твердые кристаллические вещества. Это не химические, а физические соединения, т.е. молекулы воды входят в межмолекулярное пространство газа. Гидраты очень осложняют процесс исследования и эксплуатации скважин, с ними приходится бороться. Несколько методов определения условий гидратообразований:

1) Экспериментальный - с помощью малогабаритного оборудования в лабораторных и промысловых условиях. Основной узел установки - камера высокого давления (до 25,0 мПа и Т=-30 +50 С°), объем ее 40- 80см.

2) В поисковом и разведочном процессе приходится пользоваться приближенными аналитическими зависимостями на основе экспериментальных данных.

Дросселирование газа - отношение изменения T0 газа в результате его адиабатического расширения к изменению давления называется дроссельным эффектом или эффектом Джоуля-Томсона, (D-T). Адиабатические - это такие процессы, которые происходят в изолированной среде, т.е. без обмена теплотой или работой между системой и окружающей средой. Изменение температуры для снижения давления на 0,1 мПа называется коэффициентом ДжоуляТомсона, он может быть и «+» и «-».

Физико-химические свойства нефти в пластовых и нормальных (атмосферных) условиях Плотность (удельный вес) нефти- вес единицы объема (г, кг, т) на смЗ, на мЗ. В практике используют относительный (безразмерный) вес - отношение веса нефти и воды при 15 градусах С (от 0,7 до 1,1). Более ценные нефти легкие, т.к. в них больше бензина и масел. Более тяжелые создают трудность при ее транспортировке. В пластовых условиях нефти на 5-15% легче сепарироm p г му весу сепарированной и пластовой нефти, кг/м, m- содержание газа в нефти м/м, рг - относительная плотность газа, в – объемный коэффициент нефти.

Вязкость нефти - свойство частиц нефти сопротивляться перемещению вследствие внутреннего трения между частицами. Чем больше вязкость, тем больше сопротивление, тем труднее будет ее перекачивать по трубам. Вязкость измеряют вискозиметром - это условная вязкость.

Пример:ВУ10 = 150сек/50сек=3 усл.градуса (время истечения нефти при t=l0 градусов/воды при t=20 градусов). Нефть в 2-25 раз более вязкая, чем вода.

Вязкость уменьшается при возрастании легких низкокипящих фракций и увеличении растворенного газа. Вязкость нефти резко изменяется при изменении температуры - чем выше °t, тем меньше вязкость. Поэтому при перекачке нефти надо держать ее °t (даже нагревать). Вязкость нефти в пласте намного меньше, чем на поверхности. Это очень важно. При растворении N2 вязкость возрастает. Установлено, что в пластовых условиях нефти обладают структурно-механическими свойствами, описываемые формулой dr/dt=f(z), где r - деформация (сдвиг) слоев за время t, z - касательное напряжение.

Электропроводность - способность их пропускать электрический ток.

Проводники и диэлектрики. Совершенно чистая вода - диэлектрик. Нефть близка к ним. На этом основано выделение нефтеносных пластов.

Теплота сгорания - количество тепла, выделяющегося при сгорании единицы объема (веса) нефти. Она самая калорийная, в 1,5 выше антрацита, в 2,1 - торфа, в 2,3 - дров березы.

Испарение - переход жидкости у поверхности на открытом воздухе из жидкой фазы в фазу паровую. При любой t° нефть испаряется, но более при повышенной t°. По возможности нефть надо герметизировать при добыче, транспортировке.

Давление насыщения - давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Его значение зависит от количества газа в нефти, состава нефти, газа, пластовой температуры. С уменьшением температуры давление насыщения падает (от 0,01 до 0,08мПа на 1 градус). Определяют по пластовым пробам. Зависимость V-Р.

При выделении газа происходит излом графика. При давлении насыщения V газа = 0. Ориентировочно Рнас. можно определить по формуле:

PH=313+2,36(N2С1Ст)*10-4, мПа, Ст - газовый фактор м/м, N2, С1 - содержание в газе азота и метана.

Сжимаемость нефти- упругость нефти определяется н = 1/V*V/P, V исходный объем нефти, V - изменение объема нефти при изменении давления на Р. Нефти без газа - н наименьший. С увеличением температуры и количества растворенного газа н растет. В среднем 7-30*10-10 Па. Определяют экспериментально. Коэффициент сжимаемости - изменение единицы объема нефти на 1 атм.

Объемный коэффициент - равен отношению объема пластовой нефти Vпл к объему сепарированной этой же нефти. Vсеп при нормальных условиях.

пластовой нефти (в%) при извлечении ее на поверхность, т.е. после ее дегазации.

Температурный коэффициент объемного расширения нефтиа - степень расширения нефти при увеличении температуры на 1 градус:

а=(1/V)*(V/t). Он мало зависит от количества растворенного газа в нефти и от давления. И может быть оценен по температурному коэффициенту объемного расширения сепарованныхнефтей ·103С-1.

Удельная теплоемкость нефти - Ср - зависит от давления, температуры и количества растворенного в нефти газа.

Пример: °С = 40-80, Р=0,1-30мПа, Ср=1,884-2,763 кДж/кг*°С.

ТеплопроводностьН=0,01163-1,163Вт/(м*К).

Температуропроводностьа=0,012*10-3-0,055*10-3м2/с.

Колометрические свойства нефти - как трассирующий показатель, позволяющий установить пути и направления потоков нефти в пласте при фильтрации ее к забоям скважин. Эти свойства определяются содержанием асфальтосмолистых веществ и поэтому коэффициент светопоглощенияКсп может являться качественной характеристикой состава этих компонентов в нефти. Зависимость интенсивности Jtпрошедшего монохроматического светового потока от интенсивности Jo падающего на образец нефти потока определяется J t J 0e Ксп l, где Ксп- коэффициент светопоглощения, - концентрация нефти в растворе, l - толщина слоя раствора. Отношение интенсивности Jtпрошедшего светового потока к интенсивности J0 падающего потока называется прозрачностью (светопропусканием) - r. Логарифм величины, обратной светопропусканию, называется оптической плотностью Д.

За единицу Ксп - коэффициент светопоглощения вещества, при пропускании света через 1см его слоя интенсивность светового потока уменьшается в е раз. Оптическая плотность нефти измеряется фотоколометрами. Ксп между скважинами изменяется в широких пределах, по изменению которого со временем можно установить пути фильтрации нефти в залежи. Ксп=127-780см-1.

Температура насыщения нефти парафином- это (t насыщения) такая t°C, при которой нефть из однородного состояния при условии термодинамического равновесия переходит в двухфазное (жидкость + твердая фаза). Кроме парафина есть смолы, асфальты и жидкие УВ. При разработке парафин выпадает как в пласте, так и в скважинах, наземных коммуникациях и емкостях. В пластовых условиях нефти могут быть насыщены парафином в различной степени. Лучший показатель не количество парафина в нефти, а разность между Тпл и Тнас нефти парафином. По этому показатели нефти бывают:

1.пластовые нефти, насыщенные или близкие к насыщению (Тнас.=Тпл.

2.недонасыщенныеТнасtр.

Безгидратный режим работы призабойной зоны и ствола скважины Определение возможности образования гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины необходимо для выбора способа и места подачи ингибитора.

В случае, когда гидраты образуются в призабойной зоне, ингибиторы периодически закачиваются в пласт.

Безгидратный режим призабойной зоны обеспечивается при выполнении