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 обєм газу у виявлених, розвіданих і розроблюваних покладах на дату підрахунку, зведених до стандартних умов (0,1 мПа і 20оС). При визначенні запасів родовищ обовязковому 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 - обєм породи, не заповнений твердою речовиною, і поділяється на відкриту (ефективну) і загальну.

Розвязання задачи.

Відношення обєму всіх пор (Vзп) до загального обєму породи - коефіцієнт пористості

= Vзп/ Vгп (1.1)= 2700/5000=0,54


Відношення обєму сполучених між собою (відкритих) пор VВП до загального обєму гірської породи VГП - коефіцієнтом відкритої (ефективної) пористості:

в = VВП / VГП (1.2)в = 1200/5000=0,24


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

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


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


де Q - витрати рідини чи газу, м3/с;

? - вязкість, Па с; L - довжина зразка породи, м; - площа перетину зразка породи м2;

Р12 - 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 обємного методу визначається маса нафти у насиченому обємі порід-колекторів, зведена до стандартних умов. Запаси нафти при цьому обчислюються за формулою:


= F h mв ?н ?н ? ?, тис.т., (1.4)


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

?н - середній коефіцієнт нафтонасиченості, частках од.;

?н - коефіцієнт нафтовіддачі, частках од.;

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

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

Значення під рахункових параметрів mв, ?н, ? заокруглюємо до сотих часток одиниці, а параметрів ?н і ? - 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 ? (кг/м3).

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


?го = МГ /Vао= МГ /22,4


б) за стандартних умов (Рст=0,1 мПа, tст=20о С)


?г.стг/Vастг/24,055,


де Vао и Vаст обєм м3 1 киломолю газу (за законом Авогадро).

Відносна густина газу:


г = ? го/ ? по= ?г ст/ ?п ст=Мг/Мп=МГ/28,979,


де ? го и ? г.ст - густина газу за нормальних і стандартних умов, кг/м3;

?пн, ?л ст - густина повітря за нормальних і стандартних умовах, кг/м3, густина повітря за нормальних умовах ? по = 1,293 кг/м3, а за стандартних умовах ? п.ст = 1,205 кг/м3, Мг, Мп - молекулярна маса газу і повітря кг/кмоль (Мп=28,98 кг/кмоль).

Приклад розвязання задачі.

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

Дано: обємний вміст компонентів газу: CH4 - 45%, C2H6 - 21%, C3H8 - 17%, C4H10 - 5%, C5H12 - 2%, CO2 - 5 %, N2 - 5%. Експериментально визначена густина газу за стандартних умовах ? г ст = 1,223 кг/м3.

Молярна маса цього газу становить:


, кг/кмоль. (2.1)


Розрахункова густина газу за стандартних умовах ?г.ст = МГ / Vг ст = 28,93/24,055 = 1,202 кг/м3 (Vг.ст - обєм 1 кмоля газу за стандартних умовах (Vг.ст.=24,055 м3/кмоль).

Відносна густина газу


г= ?г ст / ?п ст = 1,202/1,205 = 0,997,


де ? п ст - густина повітря за стандартних умовах, кг/м3.

Відносна похибка між експериментальною і розрахунковою густиною:


? ? = ? 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.

Розвязання: Визначаємо густину газу за нормальних і стандартних умовах


? г о = МГ /22,414 = 28,93/22,414 = 1,290 кг/м3 (2.3)

? г ст = МГ /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 =1,202/1,205 = 0,997.

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 ?нст до густини води ? в 4, за Т= 4о С і атмосферному тиску (? в. 4 = 1000 кг/м3).

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

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


(3.1)

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


де - відносна густина нафти за стандартному тиску і температурі,

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


(3.2)


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


, (3.3)


або в залежності від молекулярної маси нафти Мн:


(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 Геф - середній обєм вільного газу, на ділянці НКТ, де рухається газорідкісна суміш, що приходиться на одиницю маси рідини. Питомі витрати газу Rопт визначають за оптимальним режимом роботи газо-рідкістного підйомника.

Для фонтанування свердловини необхідно, щоб Геф ? Rопт.


(4.1)


де Vгв(Рб) і Vгв (Ру) - обєми вільного газу, який приходиться на одиницю маси рідини при тиску біля башмака і на усті підйомника, а nв - масова зводненість, Ру - тиск на усті, необхідний для транспортування нафти від устя свердловини до пункта сбору і підготовки, Па.

а) якщо вибійний тиск Рвиб менший за тиск насичення нафти газом Рнас, умови фонтанування:


, (4.2)


де Г - газовий фактор, м3/т,

? - коефіцієнт розчинності газу у нафті, Па-1;

?н (?ж) - густина нафти (рідини), кг/м3, - внутрішній діаметр фонтанних труб, мм,

Н - довжина колони НКТ, м.

б) якщо Рвиб>Рнас, то умови фонтанування.


, (4.3)


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

Не враховуючи тертя однофазного потока отримаємо:


м (4.4)


де L - глибина свердловини.


, МПа (4.5)


Розвязання 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 ? н пл = 780 кг/м3, густина дегазованої нафти ?нд = 870 кг/м3, зводненість продукції n в = 9%, густина пластової води ?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 Рвиб, довжина газово-рідинного підйомника збільшується і визначається Н = L - (Pвиб - Рнас)/?жg, що веде до роста витрат газу, і коли він стане рівним Геф, 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)


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

Визначимо середню густину нафти:

?н cр кг/м3. (4.10)

?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 Рвиб 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 Qж=18,5 м3/сут, обємна зводненність no = 0,088, внутрішній діаметр свердловини Dсв=0,1503 м, внутрішній діаметр НКТ dвн=0,050м, густина дегазованої нафти ?нд=770 кг/м3, густина води, що видобувається ?в=1110 кг/м3, глибина свердловини Lc=1650м, глибина спуску НКТ Нн=1580м, тиск в затрубному просторі Рзатр = 0, висота динамічного рівня Ндин = 70м, тиск біля башмака лифта Рб=10,2 мПа.

. Розрахуємо занурення башмака лифта під динамічний рівень:

п = Нн - Ндин (5.1)п = 1580 - 70 =1510 м.


. Розрахунок середньої густини нафти в затрубному просторі, так як тиск у башмака Рб=10,2 мПа більше тиску насичення Рнас=9 мПа, то вільного газу в затрубному просторі не буде ? н затр = (?нп +?нд)/2. ?нп=804 кг/м3, ?н = 3,3 10-6 м2/с, вн = 1,16 тому,


? н затр = (804 + 852)/2.

? н затр =


. Розрахуємо тиск біля башмака лифту по форулі:


(5.2)

мПа


. Розрахунок обємної витратної зводненності при тиску Рб>Рнас, попередньо визначивши дебіт нафти:


\ (5.3)


Тоді обємна витратна зводненність рівна (при вв=1):


(5.4)


. Визначаємо число Рейнольдса для нафти:


, (5.5)


де ?н - кінематична вязкість нафти в пластових умовах, м2/с,

вн - обємний коефіцієнт нафти при тиску насичення.

. Визначимо необхідну глибину спуска колонн НКТ:


(5.6)


де Нн? - необхідна глибина спуска колонни НКТ, м; Dсв - внутрішній діаметр свердловини (Dсв =0,1503), м.

. Перевіряємо виконання умов:

а) для зводнених свердловин умови повного виносу води з інтервалу вибій - прийом. Reн = 501< Reн пр (1600), б) Нн (фактична глибина спуска НКТ) = 1580>Нн? (необхідна глибина спуска НКТ = 1485,5) Нн < Нн? - умова неповного виносу води.

. Розрахуємо нафтовміст при умові повного виносу води:


?н = (0,9433 + 35,4 10-6 Re). (5.7)

?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 (Рб>Рнас), 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 вязкого тертя в рухливій рідині або газі, тобто при Re <Reкрит вірний закон Дарсі (Q = Кф ?НF/?l), 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., Фемяк 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.


Теги: Технологія розробки родовища нафти і газу  Контрольная работа  Геология
Просмотров: 37680
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Технологія розробки родовища нафти і газу
Назад