Технологія розробки родовища нафти і газу

Технологія розробки родовища нафти і газу

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

ДОНБАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

Кафедра "Розробки родовищ корисних копалин"

Журнал контрольних робіт

«Технологія розробки родовища нафти і газу»

Виконав: Войченко Г.О.

Перевірив: доц. Склепович К.З.

Алчевськ - 2011

Завдання № 1. Визначення запасів нафти

Теоретичні положення.

Запаси - маса нафти і конденсату, або об’єм газу у виявлених, розвіданих і розроблюваних покладах на дату підрахунку, зведених до стандартних умов (0,1 мПа і 20^оС). При визначенні запасів родовищ обов’язковому підрахунку і обліку підлягають не тільки запаси нафти, газу, конденсату, але і всі цінні компоненти, які містяться у них.

Запаси нафти, конденсату і компонентів, які містяться у них, поділяються на дві групи: балансові - запаси родовищ (покладів), розробка яких на сучасному етапі економічно доцільна; забалансові - запаси родовищ (покладів), запаси яких на теперішній час економічно недоцільна, або технологічно і технічно неможлива, але які у майбутньому можуть бути переведені у балансові. У групі балансових запасів виділяють видобувні запаси (які можна видобути з надр).

Методи і способи буріння свердловин і видобування нафти і газу з різних покладів в значній мірі залежать від характеристик порід-колекторів (порових, тріщинних, кавернозних та змішаних), серед яких найважливішими є пористість та проникність.

Пористість - об’єм породи, не заповнений твердою речовиною, і поділяється на відкриту (ефективну) і загальну.

Розв’язання задачи.

Відношення об’єму всіх пор (V_зп) до загального об’єму породи - коефіцієнт пористості

= V_зп/ V_гп            (1.1)= 2700/5000=0,54

Відношення об’єму сполучених між собою (відкритих) пор V_ВП до загального об’єму гірської породи V_ГП - коефіцієнтом відкритої (ефективної) пористості:

_в = V_ВП / V_ГП  (1.2)_в = 1200/5000=0,24

У природних умовах пори заповнені водою, нафтою, або газом, причому ступінь насичення ними пор характеризуються коефіцієнтами водо- (К_в), нафто- (К_н) і газонасичення (К_г).

Проникність - здатність гірських порід пропускати через себе флюїд і характеризується коефіцієнтом проникності (К, м²), який визначається за формулою:

K = Qμ L / (F (P₁-P₂),                     (1.3)

де Q - витрати рідини чи газу, м³/с;

μ - в’язкість, Па с; L - довжина зразка породи, м; - площа перетину зразка породи м²;

Р₁-Р₂ - перепад тиску на вході та виході, Па.

К = =0,15

Розрізняють абсолютну (порода повністю насичена однією фазою при наявності іншої) і відносну (відношення фазової до абсолютної) проникності.

За допомогою об’ємного методу визначається маса нафти у насиченому об’ємі порід-колекторів, зведена до стандартних умов. Запаси нафти при цьому обчислюються за формулою:

= F h m_в β_н η_н θ ρ, тис.т.,  (1.4)

де Q_в - видобувні запаси нафти, тис. т;- площа нафтоносності, тис.м²;- середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, м;_в - середній коефіцієнт відкритої пористості, частках од.;

β_н - середній коефіцієнт нафтонасиченості, частках од.;

η_н - коефіцієнт нафтовіддачі, частках од.;

θ = 0,3 середній перерахунковий коефіцієнт, частках од.;

ρ - середня густина нафти на поверхні після її дегазації, т/м³.

Значення під рахункових параметрів m_в, β_н, θ заокруглюємо до сотих часток одиниці, а параметрів η_н і ρ - до тисячних._в = 100·5·0,54·0,12·0,105·0,3·0,78 = 0,796 тис.т.

Завдання № 2. Розрахунок відносної густини газу

Теоретичні положення.

Розрахунок густини газу ρ (кг/м³).

а) за нормальних умов (Р_о=0,1 мПа, t = 0^о С)

ρ_го = М_Г /V_ао= М_Г /22,4

б) за стандартних умов (Р_ст=0,1 мПа, t_ст=20^о С)

ρ_г.ст=М_г/V_аст=М_г/24,055,

де V_ао и V_аст об’єм м³ 1 киломолю газу (за законом Авогадро).

Відносна густина газу:

_г = ρ _го/ ρ _по= ρ_{г ст}/ ρ_{п ст}=М_г/М_п=М_Г/28,979,

де ρ _го и ρ _г.ст - густина газу за нормальних і стандартних умов, кг/м³;

ρ_пн, ρ_{л ст} - густина повітря за нормальних і стандартних умовах, кг/м³, густина повітря за нормальних умовах ρ _по = 1,293 кг/м³, а за стандартних умовах ρ _п.ст = 1,205 кг/м³, М_г, М_п - молекулярна маса газу і повітря кг/кмоль (М_п=28,98 кг/кмоль).

Приклад розв’язання задачі.

Розрахувати густину за стандартних умов ρ_{г. ст} і відносну густину нафтового газу родовища _, знаючи склад газу (табл. 2).

Дано: об’ємний вміст компонентів газу: CH₄ - 45%, C₂H₆ - 21%, C₃H₈ - 17%, C₄H₁₀ - 5%, C₅H₁₂ - 2%, CO₂ - 5 %, N₂ - 5%. Експериментально визначена густина газу за стандартних умовах ρ _{г ст} = 1,223 кг/м³.

Молярна маса цього газу становить:

, кг/кмоль. (2.1)

Розрахункова густина газу за стандартних умовах ρ_г.ст = М_Г / V_{г ст} = 28,93/24,055 = 1,202 кг/м³ (V_г.ст - об’єм 1 кмоля газу за стандартних умовах (V_г.ст.=24,055 м³/кмоль).

Відносна густина газу

_г= ρ_{г ст} / ρ_{п ст} = 1,202/1,205 = 0,997,

де ρ _{п ст} - густина повітря за стандартних умовах, кг/м³.

Відносна похибка між експериментальною і розрахунковою густиною:

Δ ρ = ∙ 100% (2.2)

де-густина отримана за експериментом (кг/м)

Визначити відносну густину нафтового газу родовища, якщо молярна маса даного газу - 29,39 кг/кмоль.

Розв’язання: Визначаємо густину газу за нормальних і стандартних умовах

ρ _{г о} = М_Г /22,414 = 28,93/22,414 = 1,290 кг/м³ (2.3)

ρ _{г ст} = М_Г /24,055 = 28,93/24,055 = 1,202 кг/м³ (2.4)

Відносну густину газу розраховують за трьома формулами:

_г = ,  (2.5)

_г = 1,290/1,293 = 0,997.

_г= (2.6)

_г =, (2.7)

_г =28,93/28,973 = 0,978.

Завдання № 3. Розрахунок відносної густини нафти

Розрахувати відносну густину нафти родовища за умовах відомої пластової температури (К) і відносній густині нафти за стандартних умов.

Відносна густина нафти за стандартних умов  - відношення густини нафти за стандартних умовах ρ_нст до густини води ρ в 4, за Т= 4^о С і атмосферному тиску (ρ _{в. 4} = 1000 кг/м³).

Зміни відносної густини нафти за стандартному тиску р_ст=10⁵ Па, в залежності від температури, можливо розрахувати:

а) в інтервалі температур 0-50^оС за формулою:

 (3.1)

= 0,810 - 0,072762 ∙(322 - 293) = 1,300098

де  - відносна густина нафти за стандартному тиску і температурі,

α - температурна поправка, визначається в залежності від відносної густини нафти при стандартному тиску і температурі Т_ст = 293 К,

 (3.2)

або в залежності від відносної густини нафти  і середній температурі кипіння нафти Т_с.к., К.

, (3.3)

або в залежності від молекулярної маси нафти М_н:

 (3.4)

Завдання № 4. Визначення умов та мінімального вибійного тиску фонтанування

Теоретичні положення.

Умови фонтанування визначаються співвідношенням між ефективним газовим фактором суміші, яка надходить з пласта, і питомими витратами газу, необхідного для роботи газорідкістного підйомника (газліфта), принцип підйому котрого полягає у зменшенні густини середовища в підйомних трубах.

Ефективний газовий фактор Г_еф - середній об’єм вільного газу, на ділянці НКТ, де рухається газорідкісна суміш, що приходиться на одиницю маси рідини. Питомі витрати газу R_опт визначають за оптимальним режимом роботи газо-рідкістного підйомника.

Для фонтанування свердловини необхідно, щоб Г_еф ≥ R_опт.

 (4.1)

де V_гв(Р_б) і V_гв (Р_у) - об’єми вільного газу, який приходиться на одиницю маси рідини при тиску біля башмака і на усті підйомника, а n_в - масова зводненість, Р_у - тиск на усті, необхідний для транспортування нафти від устя свердловини до пункта сбору і підготовки, Па.

а) якщо вибійний тиск Р_виб менший за тиск насичення нафти газом Р_нас, умови фонтанування:

, (4.2)

де Г - газовий фактор, м³/т,

α - коефіцієнт розчинності газу у нафті, Па^-1;

ρ_н (ρ_ж) - густина нафти (рідини), кг/м³, - внутрішній діаметр фонтанних труб, мм,

Н - довжина колони НКТ, м.

б) якщо Р_виб>Р_нас, то умови фонтанування.

, (4.3)

де Н - довжина підйомника (відстань від устя до перетину з тиском насичення), Р_нас - тиск насичення - початок відокремлення газу з нафти.

Не враховуючи тертя однофазного потока отримаємо:

м                    (4.4)

де L - глибина свердловини.

, МПа (4.5)

Розв’язання задачі.

Визначити мінімальний вибійний тиск фонтанування, якщо глибина свердловини 1780м, внутрішній d НКТ 62 мм, противотиск на усті 0,36 мПа, тиск насичення 8,7 мПа, газовий фактор 56,4 м³/т, густина пластової нафти ρ _{н пл} = 780 кг/м³, густина дегазованої нафти ρ_нд = 870 кг/м³, зводненість продукції n _в = 9%, густина пластової води ρ_в = 1110 кг/м³, азот у супутньому газі відсутній.

. Визначимо коефіцієнт розчинності газу у нафті:

 (4.6)

.

. Визначимо ефективний газовий фактор (випадок б):

 м³/т (4.7)

При зменшенні Р_виб, довжина газово-рідинного підйомника збільшується і визначається Н = L - (P_виб - Р_нас)/ρ_жg, що веде до роста витрат газу, і коли він стане рівним Г_еф, фонтанування закінчеться. Розрахунок формули (4.1) за граничних умовах відносно Н, отримаємо:

Н _max = 0,5 [ h +], м, (4.8)

Н _max = 0,5 [ 100 +]

м (4.9)

ρ_ж - середня густина рідини на довжині газорідинного підйомника, h - висота стовба нафти з невідокремленим газом, м.

Визначимо середню густину нафти:

ρ_{н cр} кг/м³. (4.10)

ρ_{н cр}  

Визначимо середню густину зводненої нафти на довжині газорідинного підйомника:

 (4.11)

Визначимо максимальну довжину газорідинного підйомника (глибина спуску НКТ):

м

Визначимо мінімальний вибійний тиск фонтанування (за формулою 4.5):

 (4.12)

де  (4.13)

Висновок: свердловина устаткована НКТ d 62 мм із зводненістю 9% припинить фонтанування при зниженні Р_виб до 18,7 мПа.

Завдання № 5. Визначення тиску біля башмака фонтанного лифта

Розрахувати тиск біля башмака (кінця підйомних труб) фонтанного лифта, а також вибійний тиск, якщо дебіт рідини Q_ж=18,5 м³/сут, об’ємна зводненність n_o = 0,088, внутрішній діаметр свердловини D_св=0,1503 м, внутрішній діаметр НКТ d_вн=0,050м, густина дегазованої нафти ρ_нд=770 кг/м³, густина води, що видобувається ρ_в=1110 кг/м³, глибина свердловини L_c=1650м, глибина спуску НКТ Н_н=1580м, тиск в затрубному просторі Р_затр = 0, висота динамічного рівня Н_дин = 70м, тиск біля башмака лифта Р_б=10,2 мПа.

. Розрахуємо занурення башмака лифта під динамічний рівень:

. Розрахунок середньої густини нафти в затрубному просторі, так як тиск у башмака Р_б=10,2 мПа більше тиску насичення Р_нас=9 мПа, то вільного газу в затрубному просторі не буде ρ _{н затр} = (ρ_нп +ρ_нд)/2. ρ_нп=804 кг/м³, ν_н = 3,3 10^-6 м²/с, в_н = 1,16 тому,

ρ _{н затр} = (804 + 852)/2.

ρ _{н затр} =

. Розрахуємо тиск біля башмака лифту по форулі:

  (5.2)

мПа

. Розрахунок об’ємної витратної зводненності при тиску Р_б>Р_нас, попередньо визначивши дебіт нафти:

 \ (5.3)

Тоді об’ємна витратна зводненність рівна (при в_в=1):

 (5.4)

. Визначаємо число Рейнольдса для нафти:

, (5.5)

де ט_н - кінематична в’язкість нафти в пластових умовах, м²/с,

в_н - об’ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення_.

. Визначимо необхідну глибину спуска колонн НКТ:

 (5.6)

де Н_н΄ - необхідна глибина спуска колонни НКТ, м; D_св - внутрішній діаметр свердловини (D_св =0,1503), м.

. Перевіряємо виконання умов:

а) для зводнених свердловин умови повного виносу води з інтервалу вибій - прийом. Re_н = 501< Re_{н пр} (1600), б) Н_н (фактична глибина спуска НКТ) = 1580>Н_н΄ (необхідна глибина спуска НКТ = 1485,5) Н_н < Н_н΄ - умова неповного виносу води.

. Розрахуємо нафтовміст при умові повного виносу води:

φ_н = (0,9433 + 35,4 10^-6 Re). (5.7)

φ_н = (0,9433 + 35,4 10^-6 ∙1485,5) ∙ 0,912 = 0,9

. Визначимо густину водонафтової суміши при повному виносі води (вибій - приймач):

. (5.8)

 кг/м³

. Тому, що різниця між глибинами спуску ліфта і свердловини складає 120 м, на цьому інтервалі густина водонафтової суміші не змінюється (Р_б>Р_нас), розрахуємо вибійний тиск:

. (5.9)

 мПа

Фактично виміряний пластовий тиск 12,12 мПа (похибка 1,5%). Критерій Рейнольдса - визначає співвідношення між силами інерції і силами в’язкого тертя в рухливій рідині або газі, тобто при Re <Re_крит вірний закон Дарсі (Q = К_ф ΔНF/Δl), ні - нелінійний закон.

Список рекомендованої літератури

родовище нафта газ

1. Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ. Підручник. - Київ: ІСДО, 1995. - 496 с.

. Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Основи гірничого виробництва. Підручник. - Київ: Українська книга, 2000. - 360 с.

. Возний В.Р., Якименко Я.Я., Фем’як Я.М., Овецький С.О. Основи гірничого виробництва: Лабораторний практикум. - Івано - Франківськ: Факел, 2002. - 79 с.

. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - Москва: Недра, 1984. - 487с.

. Аренс В. Ж. Основы геотехнологий. - М: Недра, 1988.

. Бобрицький Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. - М: Недра, 1988.

. Глоба В.М., Венгерцев Ю.О. Спорудження нафтобаз і газосховищ. - Київ, 1999.

. Ю.П. Шубін. Технологія розробки родовищ нафти і газу: Консп. лекцій. / Ю.П. Шубін. - Алчевськ: ДонДТУ, 2008. - 52 с.