Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 [ 1 ] 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122

ского взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью.

Эффективная (фазовая) проницаемость - проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой фазы - жидкой или газовой.

Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к абсолютной.

Упругость горных пород - способность их к изменению своего объема с изменением давления. Она влияет на перераспределение давления в пласте в процессе эксплуатации.

Внутреннее давление в пласте в процессе добычи нефти из залежи снижается, что приводит к уменьшению объема, а следовательно, к вытеснению из него жидкости и газа.

Карбонатность горных пород - суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды, поташа, известняка, доломита, сидерита и др. Значение этой величины является основой для выбора средств воздействия на них. Так, например, соляная кислота растворяет карбонаты, увеличивая число пор и поровых каналов, что приводит к возрастанию проницаемости.

Для получения притока нефти и газа к забоям скважин, которые вскрыли нефтяную залежь, необходим перепад давления между пластовым давлением и давлением на забое, создаваемым столбом жидкости и газа в скважине. Этот перепад давления называется депрессией. Количество жидкости, поступающей в скважину в единицу времени, т.е. дебит скважины, зависит от пластового давления, значений всех сопротивлений движению жидкости и депрессии.

1.2. Состояние жидкостей и газов в пластовых условиях

Пластовая жидкость может двигаться к забоям скважин под действием: напора краевых (контурных) вод; напора газовой шапки; энергии сжатого газа газонефтяной смеси; упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы; сил гравитации (тяжести) жидкости.

Забой добывающей скважины является местом, куда вследствие пониженного давления стремится краевая вода и нефть, заполняя освобожденные поры пласта.

Газ газовой шапки давит на поверхность газонефтяного кон-

такта и вытесняет нефть к забою скважины, при этом газоваяя шапка увеличивается в объеме.

Снижение пластового давления вызывает выделение из нефти растворенного в ней газа, последний расширяется и приводит в движение нефть в направлении забоя скважины.

По мере извлечения нефти и газа из пласта за счет упругих сил нефти, воды, газа, а также вмещающей их породы, происходит снижение пластового давления. Это приводит к сокращению объема порового пространства, что является дополнительным источником энергии движения нефти к забою скважины.

Под действием сил гравитации (тяжести) нефть перемещается из повышенных частей пласта к забою скважин, расположенных ниже.

Силами сопротивления движению нефти по пласту являются силы трения, гидравлические сопротивления, силы адгезии (прилипания) нефти к породе и капиллярные (молекулярно-поверхностные) силы, удерживающие нефть.

Основное сопротивление движению нефти создают силы трения внутри жидкости и о стенки поровых каналов. Силы трения зависят от вязкости жидкости и проницаемости породы при заданных давлениях и температуре пласта.

При двух- и трехфазном движении, т.е. при совместном движении нефти и газа или нефти, газа и воды, газ запирает (закупоривает) поры, что препятствует движению нефти.

Явление адгезии (прилипания) нефти к породе проявляется в том, что нефть при контакте с поверхностью породы остается на ее поверхности при свободном истечении ее под действием силы тяжести в виде пленки.

Капиллярные (молекулярно-поверхностные) силы проявляются на границе нефти и воды. Чтобы привести в движение нефть на контакте с водой, в пласте следует создать перепад давления, превышающий капиллярные силы, равные уравновешивающей силе тяжести.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поро-вое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта и в дальнейшем именуют приведенным. Пластовое давление рассчитывают по картам изобар.

Начальное пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины за-

легания данного пласта. Если пластовое давление значительно отличается от гидростатического, то говорят об аномально высоком или аномально низком пластовом давлении.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1 °С в метрах от устья скважины (по вертикали) называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 °С.

Забойное давление - давление, поддерживаемое на забое скважины в процессе эксплуатации. Для притока продукции из пласта в скважину необходимо, чтобы забойное давление было меньше пластового.

Давление на устье скважины в насосно-компрессорных трубах (НКТ) называется устьевым или буферным.

Давление в затрубном пространстве между насосно-ком-прессорными трубами и эксплуатационной колонной называется затрубным.

Статическим уровнем называется расстояние от устья до уровня жидкости в остановленной скважине.

Уровень жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины называется динамическим.

Геолого-энергетическая характеристика залежи определяет режим ее дренирования. В зависимости от темпа отбора жидкости и газа можно получить эффект вытеснения нефти водой или газом или за счет расхода энергии газа, растворенного в нефти. Поэтому режим дренирования залежи можно классифицировать как режим вытеснения нефти водой или газом; режим истощения внутренней газовой энергии залежи.

1.3. Химико-физические свойства нефти, пластовой воды и газа

Плотность (удельный вес) - одна из основных характеристик нефтей. Диапазон ее изменения - 750-1000 кг/м3. На практике иногда используют относительную плотность, т.е. безразмерную величину отношения плотности нефти (нефтепродукта) при стандартной температуре 20 °С к плотности дистиллированной воды при стандартной температуре 4 °С.

Плотность обычно измеряют с помощью ареометров. Для бо-