Разработка нефтяных и газовых месторождений Составил: Доцент кафедры РЭНГМ: Саранча Алексей Васильевич ТюмГНГУ

Разработка нефтяных и газовых месторождений – это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи максимально возможного количества углеводородов и содержащихся в них сопутствующих компонентов при выполнении условий экономической целесообразности для пользователя недр и государства. Основные понятия ТюмГНГУ Саранча А.В. 2

Термины и определения Залежь (углеводородов) – естественное единичное скопление жидких и газообразных углеводородов в недрах Земли, заполняющее ловушку полностью или частично. Пласт – геологическое тело относительно однородного состава, ограниченное практически параллельными поверхностями – подошвой и кровлей. Месторождение (углеводородов) – совокупность залежей углеводородов, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади. Из правил проектирования разработки месторождений нефтяных и газонефтяных, 2010 г. ТюмГНГУ Саранча А.В. 3

Сокращения ВНК – водонефтяной контакт ГДИ – гидродинамические исследования (скважин и пластов) ГИС – геофизические исследования скважин ГКЗ – государственная комиссия по запасам полезных ископаемых ЦКР – центральная комиссия по разработке ГРП – гидравлический разрыв пласта ГНК – газонефтяной контакт ГВК – газоводяной контакт ВНЗ – водонефтяная зона ГНЗ – газонефтяная зона ГНВЗ – газонефтеводяная зона ЧНЗ – чисто нефтяная зона КИН – коэффициент извлечения нефти КИК – коэффициент извлечения конденсата ОПЗ – обработка призабойной зоны ППД – поддержание пластового давления УВС – углеводородное сырье ЦГМ – цифровая геологическая модель ЦФМ – цифровая фильтрационная модель ЧДД – чистый дисконтированный доход УВС – углеводородное сырье ОПР – опытно-промышленная разработка НГЗ – начальные геологические запасы НИЗ - начальные извлекаемые запасы ГТМ – геолого-технические мероприятия ТюмГНГУ Саранча А.В. 4

ОЦЕНКА ЗАПАСОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТюмГНГУ Саранча А.В. 5

После того, как в результате поисково-разведочных работ было открыто месторождение углеводородов, первое, что лежит в основе его разработки – это оценка запасов. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Объем геологических запасов нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях будет равен: где F – площадь залежи, м 2 ; h эф – эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m от – коэффициент открытой пористости, д.е.; S в – насыщенность остаточной водой, д.е. (1.1) ОЦЕНКА ЗАПАСОВ 6

ТюмГНГУ Саранча А.В. Поскольку произведение Fh эф представляет собой объем залежи V зал, а произведение Fh эфm от представляет собой объем порового пространства залежи V пор, который может быть заполнен пластовыми флюидами, то выражение 1.1 можно также представить в следующем виде: где S н – насыщенность порового пространства нефтью, соответственно, также выражается в долях единиц объема порового пространства пласта (1.1) (1.2) ОЦЕНКА ЗАПАСОВ 7

ТюмГНГУ Саранча А.В. Все нефти, находясь под действием высоких пластовых давлений и температур, содержат некоторое количество растворенных в них газов. Поэтому объем нефти с растворенным в ней газом в пласте, необходимо приводить к стандартным условиям на поверхности Земли после ее дегазации. Этот поверхностный объем V н.пов в стандартных условиях будет равен: где В н – объемный коэффициент пластовой нефти, численно равный: где (V пл ) Р,Т – объем нефти в пластовых условиях при давлении Р и температуре Т, м 3 ; V пов – объем той же нефти после ее дегазации, при атмосферном давлении и температуре 20 ºC, м 3. (1.3) (1.4) ОЦЕНКА ЗАПАСОВ 8

ТюмГНГУ Саранча А.В. Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м 3 дегазированной нефти. Объем нефти в пластовых условиях всегда больше чем в поверхностных, так как в недрах Земли, нефть залегает при пластовых давлениях и температурах с растворенным в ней газом, а при извлечении ее на дневную поверхность, где атмосферное давление и температура 20 ºC, этот газ из нее выделяется. Таким образом, значение объемного коэффициента нефти всегда больше 1 и не более 3. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ 9

ТюмГНГУ Саранча А.В. Параметры m от и S в определяются в результате петрофизического анализа. Площадь F и эффективную мощность h эф определяют в результате детального изучения ОЦЕНКА ЗАПАСОВ характера залегания и структурной формы горных пород, для этого дополнительно строят структурную карту (рис. справа) по кровле продуктивного пласта, которая представляет собой карту глубин залегания продуктивного пласта в абсолютных отметках. 10

На рисунке черным цветом представлен продуктивный нефть насыщенный про платок, коричневым непроницаемая кровля, синим законтурная вода. Красные линии – скважины, в которых в результате геофизических исследований были определены эффективная мощность и положение ВНК, а также геометрическая форма залежи, что позволяет дать приблизительную оценку какой объем имеет сама нефтенасыщенная залежь. ОЦЕНКА ЗАПАСОВ ТюмГНГУ Саранча А.В. 11

Упражнение 1.1. Определить объем нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях (формула 1.1) и объем начальных геологических запасов этого же месторождения приведенного к поверхностным условиям после дегазации (формула 1.3). Таблица 1.1 – Исходные данные к упражнению 1.1 по крупнейшим Российским нефтяным месторождениям РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 1.1 ТюмГНГУ Саранча А.В. Вари- ант Месторождение / тип залежей Год открытия / ввода в разработку Глубина залегания, MMS в,%Sв,% F, м 2 h эф, м m от, % В н, м 3 /м 3 1Самотлорское / Н, ГН, Г1965 / ,4 2Ромашкинское / Н1943 / ,51,6 3Приобское / Н1982 / ,51,4 4Лянторское / НГК, Н1964 / ,5 5Федоровское / Н,НГ1971 / ,11,5 6Мамонтовое / Н1965 / ,51,3 7Туймазинское / Н1937 / ,71,4 8Арланское / Н1954 / ,2 9Повховское / Н1972 / ,5 10Комсомольское / Н, НГК1966 / ,6 Примечание. Тип залежей: Н – нефтяная; ГН – газонефтяная; Г – газовая; НГК – нефтегазоконденсатная ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их 12

КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА ТюмГНГУ Саранча А.В. 13

Начальные геологические запасы (НГЗ) нефти и газа месторождений определяются по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений и подразделяются на: начальные извлекаемые запасы (НИЗ); неподвижные запасы; Экономически нерентабельные запасы. Классификация запасов нефти и газа ТюмГНГУ Саранча А.В. 14

НИЗ - объем нефти и газа извлечение которых возможно при эффективном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом технологического прогресса. Неподвижные запасы – объем нефти и газа не участвующий в процессах фильтрации при существующих технологиях добычи. Экономически нерентабельные запасы - объем углеводородного сырья извлечение которого при существующих технологиях экономически нерентабельно даже при эффективном использовании современных технологий добычи. Классификация запасов нефти и газа ТюмГНГУ Саранча А.В. 15

уникальные, содержащие более 300 млн. тонн нефти или более 500 млрд. куб. метров газа; крупные, содержащие от 60 до 300 млн.тонн нефти или от 60 до 500 млрд. куб. метров газа; средние, содержащие от 15 до 60 млн.тонн нефти или от 15 до 60 млрд. куб. метров газа; мелкие, содержащие менее 15 млн.тонн нефти или менее 15 млрд. куб. метров газа. Градация месторождений (залежей) нефти и газа по величине извлекаемых запасов (действующая классификация) ТюмГНГУ Саранча А.В. 16

уникальные, содержащие более 300 млн. тонн нефти или более 500 млрд. куб. метров газа; крупные, содержащие от 30 до 300 млн.тонн нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа; средние, содержащие от 3 до 30 млн.тонн нефти или от 3 до 30 млрд. куб. метров газа; мелкие, содержащие от 1 до 3 млн.тонн нефти или от 1 до 3 млрд. куб. метров газа. очень мелкие, содержащие менее 1 млн.тонн нефти или менее 1 млрд.куб.метров газа. Градация месторождений (залежей) нефти и газа по величине извлекаемых запасов (проектная классификация) Градация месторождений (залежей) нефти и газа по величине извлекаемых запасов (проектная классификация) Должна вступить в силу с 1 января 2012 года ТюмГНГУ Саранча А.В. 17

По новой классификации начальные запасы месторождений нефти, газа и содержащихся в них компонентов по геологической изученности и степени промышленного освоения подразделяются на категории: А – запасы разрабатываемой части залежи, разбуренной в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку месторождений нефти и газа; В – запасы подсчитываемые по залежи в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождений нефти или проектом ОПР месторождения газа; С1 – (доказанные) С1 – (доказанные) запасы залежи, нефтегазоносность которой подтверждена получением в обсаженных скважинах промышленных притоков и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах; С2 – (предполагаемые) С2 – (предполагаемые) запасы неизученной части разрабатываемой или открытой залежи, наличие которой обосновано геологическими и геофизическими исследованиями. Категории начальных запасов залежей по геологической изученности и степени промышленного освоения ТюмГНГУ Саранча А.В. 18

ПРОЕКТНЫЕ ДОКУМЕНТЫ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТюмГНГУ Саранча А.В. 19

Добыча УВС может осуществляться только на основании утвержденного проектного документа на разработку месторождения (залежи). Вид проектного документа определяют в зависимости от стадии разработки месторождения. Проектный документ содержит комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, а также контроль процесса разработки. Проектирование разработки месторождений ТюмГНГУ Саранча А.В. 20

Исходная информация для составления проектных документов Данные разведки, подсчета запасов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков; Требование технического задания на проектирование; Лицензия на право пользования недрами и лицензионное соглашение; Составленные ранее проектные документы и протоколы их рассмотрения; Результаты сейсмических, геофизических и промысловых исследований скважин и пластов; Результаты бурения разведочных и эксплуатационных скважин; Последний отчет по подсчету запасов УВС; Ежемесячные сведенья по эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с начала разработки месторождения; Результаты лабораторных исследований керна и пластовых флюидов; Результаты лабораторных и промысловых исследований различных технологий воздействия на пласты; Гидрогеологические, инженерно-геологические условия, включая геокриологические условия в районах распространения многолетнемерзлых пород; Прогнозные цены реализации нефти и газа. Из правил проектирования разработки месторождений нефтяных и газонефтяных, 2010 г. ТюмГНГУ Саранча А.В. 21

Положения обосновываемые в проектных документах Выделение эксплуатационных объектов; Системы размещения и плотности сетки скважин, а также уровни, темпы и динамику добычи нефти, газа, жидкости из пластов, закачку в них вытесняющих агентов по годам; Выбор способов и агентов воздействия на пласты на основе анализа коэффициентов вытеснения при воздействии на породы газом, паром, водой, водой с добавками загустителей и др.; Мероприятия по повышению эффективности реализуемых систем разработки, применению гидродинамических, физико- химических, газовых, тепловых методов повышения степени извлечения и интенсификации добычи нефти и газа; Опытно-промышленные работы по испытаниям и отработке новых технологий и технических решений; Мероприятия по обеспечению установленного норматива использования попутного газа; Продолжение следует ТюмГНГУ Саранча А.В. 22

Положения обосновываемые в проектных документах Продолжение Требования к конструкции скважин, рекомендации по их проводке, заканчиванию и освоению; Требования к способам подъема жидкости из скважин; Рекомендации по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; Основные требования к системам сбора и подготовки нефти; Основные требования к системам поддержания пластового давления; Объемы и виды работ по доразведке и изучению месторождения; Мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; Порядок освоения месторождения, исключающий выборочную отработку запасов; Рекомендации по охране недр при бурении и эксплуатации скважин. Из правил проектирования разработки месторождений нефтяных и газонефтяных, 2010 г. ТюмГНГУ Саранча А.В. 23

Виды проектных документов Проектирование разработки, как и разработка месторождений носит стадийный характер и осуществляется на основании следующих проектных документов: Проект пробной эксплуатации и дополнение к нему; Технологическая схема опытно-промышленной разработки (залежей или участков залежей) (ОПР) и дополение к нему; Технологическая схема разработки и дополнение к ней; Технологический проект разработки и дополнение к нему. ТюмГНГУ Саранча А.В. 24

составляется по данным его разведки, при недостатке исходных данных для составления технологической схемы разработки. Основные задачи: Составление и реализация программы изучения месторождения и исследовательских работ; Предварительное выделение эксплуатационных объектов и составление их первых геологических и фильтрационных моделей; Оценка добычных возможностей эксплуатационных объектов; Определение перспектив добычи углеводородов; Оценка перспектив использования попутного газа и других сопутствующих компонентов; Оценка эффективности техники и технологии строительства скважин, добычи нефти, обустройства промыслов, методов повышения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин. Проект пробной эксплуатации ТюмГНГУ Саранча А.В. 25

Составляется в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки Технологическая схема ОПР ТюмГНГУ Саранча А.В. 26

Данный проектный документ составляется по данным разведки и пробной эксплуатации и определяет предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом Технологическая схема разработки ТюмГНГУ Саранча А.В. 27

является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки. Составляется после завершения бурения 70 % и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов. Технологический проект разработки ТюмГНГУ Саранча А.В. 28

ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ ТюмГНГУ Саранча А.В. 29

Характеристика месторождений (залежей) по фазовому состоянию Нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; Газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи; Нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%; Газовые (Г), содержащие только газ; Газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом; Нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат. ТюмГНГУ Саранча А.В. 30

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ПО ГЛУБИНЕ ЗАЛЕЖИ, НЕ ЗАТРОНУТОЙ РАЗРАБОТКОЙ ТюмГНГУ Саранча А.В. 31

ТюмГНГУ Саранча А.В. ОБЩИЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЯХ В пластах-коллекторах существует несколько видов давлений – это горное давление (литостатическое или геостатическое), поровое давление (пластовое давление или давление флюидов) и давление, обусловленное эффективными напряжениями скелета пласта (давление между зернами породы или вертикальное напряжение скелета породы). Эти три вида давлений связаны между собой следующей зависимостью: где Р г – полное горное давление; Р пл – пластовое давление; Р э – давление, обусловленное эффективным напряжением скелета пласта. Наиболее важным для разработки является пластовое давление, действующее на флюиды (пластовые вода, нефть, газ) в поровом пространстве пласта. Нормальное пластовое давление в любых геологических условиях будет равно гидростатическому напору столба воды от поверхности до данного подземного пласта. 32

ТюмГНГУ Саранча А.В. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ Нефть, газ и вода находятся в пластах под давлением, которое называется пластовым (или поровым). Величина пластового давления зависит от глубины залегания продуктивного пласта, вышележащих горных пород, тектонических сил, температуры, химических процессов происхо- дящих в данной конкретной залежи. Если залежь отличается значительными углами падения, то пластовое давление в верхних и нижних его частях будет различным. 33

Рассмотрим следующий пример, представленный на нижнем рисунке. В природной ловушке скопились углеводороды, которые снизу подпирает законтурная вода, подпитка которой производится с поверхности Земли. По результатам исследований проведенных в скважине номер 1 был определен уровень ВНК, который находится на глубине H внк, относительно уровня моря (или уровня грунтовых вод). Уровень ГНК находится на глубине h гнк, он будет отчетливо виден на каротажной диаграмме, в скважине номер 2. ТюмГНГУ Саранча А.В. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ 34

В этом примере давление на уровне ВНК будет соответствовать нормальному гидростатическому: ТюмГНГУ Саранча А.В. (1.5) где Р внк – давление на уровне ВНК, Па; ρ п.в. – плотность пластовой воды, приблизительно равна 1000 кг/м 3 ; Н внк – глубина уровня ВНК относительно уровня моря, м; g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с 2 ; Р атм – атмосферное давление, равное Па (0,1 МПа). НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ 35

Давление на уровне ВНК, определенное из уравнения 1.5 измеряется в Па, для того чтобы получить результат МПа необходимо умножить на : ТюмГНГУ Саранча А.В. (1.6) НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ 36

Давление на уровне ГНК, который находится на глубине h гнк, можно найти из следующего уравнения: ТюмГНГУ Саранча А.В. (1.7) или (1.8) где ρ н – плотность нефти, кг/м 3 ; h гнк – глубина уровня ГНК относительно уровня моря, м. НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ 37

Таким же образом можно найти давление на забое Р з на любой глубине h з, в диапазоне глубин от h гнк до H внк (т.е. в нефтенасыщенной части пласта), используя следующее уравнение: ТюмГНГУ Саранча А.В. (1.9) НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ 38

Рассмотрим следующий случай, была пробурена только скважина номер 2 (см. нижний рисунок). Ее забой находится в нефтеносной части пласта, т.е. в диапазоне глубин от h гнк до H внк, на глубине h з. Также известно пластовое давление замеренное на забое этой скважины Р з, которое было определено в ходе испытаний. Как уже было отмечено выше, уровень ГНК будет отчетливо виден на каротажной диаграмме, однако уровень ВНК, виден не будет, поскольку он находится ниже, поэтом неизвестно на какой глубине он находится. Определить этот уровень можно, используя следующее уравнение, которое выводится из соотношений 1.5 и 1.9: ТюмГНГУ Саранча А.В. (1.12) НОРМАЛЬНОЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ДАВЛЕНИЕ 39

Упражнение 1.2. Рассмотрим следующий случай, была пробурена только скважина номер 2 (нижний рисунок). Ее забой находится в нефтеносной части пласта, т.е. в диапазоне глубин от h гнк до H внк, на глубине h з. Известно давление Р з, замеренное на забое этой скважины в ходе испытаний. Уровень ГНК будет отчетливо виден на каротажной диаграмме, однако уровень ВНК, виден не будет, поскольку он находится ниже. Определить на какой глубине находится уровень ВНК используя выражение Атмосферное давление Р атм = Па. Ускорение свободного падения g=9,8 м/с 2. Плотность пластовой воды ρ п.в. = 1000 кг/м 3. Плотность нефти ρ н = 865 кг/м 3. ТюмГНГУ Саранча А.В. ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их ВариантР з, Паh з, м Таблица 1.2 – Исходные данные к упражнению 1.2. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ

Залежи, в которых величина начального пластового давления существенно отличается от расчетной составляющей, соответствующей нормальному гидростатическому давлению, считаются залежами с аномальным пластовым давлением. В таких залежах пластовое давление на различных глубинах будет отличаться на постоянное значение С, которое имеет положительное значение при аномально высоком гидростатическом давлений и отрицательное значение при аномально низком. ТюмГНГУ Саранча А.В. (1.13) АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ 41

Залежи с аномально высоким давлением могут возникнуть в водоносном пласте, если он эффективно изолирован от окружающих пластов, так что была нарушена непрерывность передачи гидростатического давления до поверхности. Наряду с этим в залежи могли произойти, как одновременно, так и по отдельности следующие процессы, способствующие развитию аномального пластового давления: - изменение температуры. Возрастание температуры приводит к увеличению давления в изолированной водоносной системе; - тектоническое поднятие залежи, в результате которого пласт, содержащий углеводороды оказывается на меньшей глубине быстрее, чем происходит отток жидкости из него, или действие такого геологического процесса, как эрозия поверхности, в результате которой срезаются верхние перекрывающие отложения в области питания и тем самым снижающие нагрузку на пласт. И то и другое приводит к тому, что гидростатическое давление в залежи становится слишком большим для глубины залегания. Аномально низкое пластовое давление может образоваться в результате противоположного явления – опускания залежи; - значительное различие в солености воды в зависимости от глубины, приводит к тому, что плотность пластовой воды различна от поверхности до глубины на которой рассчитывается гидростатическое давление, что приводит к неточностям в расчетах, используя уравнение. ТюмГНГУ Саранча А.В. АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ 42

Рассмотрим следующий случай, представленный на рисунке. Известен уровень глубины ВНК, однако не известно давление на этом уровне и является ли оно аномальным. Забой скважины номер 2, находится на глубине h з в диапазоне глубин от h гнк до H внк, т.е в нефтенасыщенной части пласта. Если полученное в ходе испытаний давление Р з на забое скважины номер 2 отличается от расчетного, можно говорить о возможном наличии аномального пластового давления. В этом случае постоянное значение С, показывающее отклонение от нормального гидростатического, можно определить с помощью следующего уравнения: ТюмГНГУ Саранча А.В. АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (1.14) 43

Упражнение 1.3. Рассчитать значение аномального отклонения гидростатического давления С (формула 1.14). Сделать вывод является ли давление в залежи аномально высоким, аномально низким или соответствует нормальному гидростатическому. Атмосферное давление Р атм = Па. Ускорение свободного падения g=9,8 м/с 2. Плотность пластовой воды ρ п.в. = 1000 кг/м 3. Плотность нефти ρ н = 865 кг/м 3. ТюмГНГУ Саранча А.В. ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Таблица 1.3 – Исходные данные к упражнению 1.3. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 1.3 ВариантР з, ПаH внк, мh з, м

ХАРАКТЕР РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ ТюмГНГУ Саранча А.В. 45

Температура на поверхности Земли зависит от освещенности Солнцем и может изменяться в широких пределах. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее одного метра, а годовые - на глубине примерно 15 метров. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура постоянно и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины недр Земли. Температура по мере углубления возрастает, что показывают многочисленные исследования и замеры, проводившиеся в скважинах. На севере Западной Сибири, где очень низкая температура в зимнее время года, а среднее годовое ее значение может быть ниже минус 10 ºС, встречаются многолетние мерзлые породы (ММП). Эти породы имеют отрицательную или нулевую температуру. Толщина таких пород колеблется и на некоторых участках достигает м. ТюмГНГУ Саранча А.В. РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ 46

Величина изменения температуры с глубинной связана с геотермической ступенью и геотермическим градиентом: геотермическая ступень - это количество метров погружения в глубину Земли, соответствующее повышению температуры на 1ºС. Величину геотермической ступени можно определить по формуле: ТюмГНГУ Саранча А.В. РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ (1.15) где h – глубина замера, м; T h – температура на глубине h, ºС; t ср.п – среднегодовая температура на поверхности, ºС. Величина геотермической ступени для разных верхних слоев Земли (до глубины км) в среднем составляет 33 м, но может в разных частях земного шара резко различаться, что связано с различной теплопроводностью пород, гидрохимическими реакциями, циркуляцией подземных вод, радиоактивными процессами и другими причинами. 47

Величина изменения температуры с глубинной связана с геотермической ступенью и геотермическим градиентом: геотермический градиент - это прирост температуры горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной положительной температуры, обычно находится в диапазоне от 1,8 до 3,7 ºС. Типичное значение геотермического градиента составляет 3 ºС на 100 метров глубины. Знание температуры по разрезу залежи необходимо при бурении скважин, составлении технологических схем разработки месторождений, а также в процессе эксплуатации залежи при проведении различных геолого-технических мероприятий (ГТМ). ТюмГНГУ Саранча А.В. РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО ГЛУБИНЕ 48

Упражнение 1.4. Рассчитать величину геотермической ступени и температуру на глубине 1000, 1200 и 1400 м, используя выражение ТюмГНГУ Саранча А.В. ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Таблица 1.4 – Исходные данные к упражнению 1.4. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 1.4 Вариантh – глубина замера, м T h – температура на глубине h, ºС t ср.п – среднегодовая темпе- ратура на поверхности, ºС , , ,

ТюмГНГУ Саранча А.В. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПЕРВИЧНОЙ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ ТюмГНГУ Саранча А.В. 50

ТюмГНГУ Саранча А.В. Коэффициент извлечения нефти (КИН) – это показатель нефтеотдачи месторождения, выражающийся числом от нуля до единицы и характеризующий часть объема нефти в залежи, приведенного к поверхностным условиям, который может быть извлечен на поверхность: (1.16) где Q гзн – геологические запасы нефти, находящиеся в недрах Земли, но приведенные к поверхностным условиям; Q изн – извлекаемые запасы, величина которых зависит от многих факторов, таких как, текущие цены на природные углеводороды, уровня техники и технологии добычи нефти и газа, требований к защите окружающей среды и т.д. Расчет коэффициента извлечения нефти 51

ТюмГНГУ Саранча А.В. КИН может быть конечным и текущим, в первом случае Q изн – суммарная накопленная добыча на конечную дату разработки, а во втором Q изн – суммарная накопленная добыча на текущую дату. Величина извлекаемых запасов Q изн определяется из следующего соотношения: (1.17) где V зал – объем нефтенасыщенной части залежи, м 3 ; m от – коэффициент открытой пористости, д.е.; S в – насыщенность остаточной водой, д.е; В н – объемный коэффициент пластовой нефти, м 3 /м 3. ТюмГНГУ Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти 52

ТюмГНГУ Саранча А.В. Разработка нефтяных месторождений на начальном этапе может осуществляться за счет пластовой энергии, действующей в залежи и примыкающей водоносной области, такая методика разработки, без воздействия на пласт называется первичной. В основе расчета КИНа при первичной разработке, лежит расширение пластовых флюидов, которое рассматривают с упрощенной позиции изотермической сжимаемости (β), которая представляет собой относительное изменение объема, занимаемого флюидом при постоянной температуре, деленное на единичное изменение давления: (1.18) ТюмГНГУ Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти 53

ТюмГНГУ Саранча А.В. (1.18) Выражение 1.18 можно представить в более наглядной форме: (1.19) где dV – изменение объема, а именно расширение пластового флюида при снижении давления ΔР; β – сжимаемость флюида, 1/Па; V – начальный объем, занимаемый флюидом, м 3. Величину расширения пластового флюида dV и следует рассматривать как суммарную накопленную добычу, полученную в результате снижения пластового давления на значение ΔР. ТюмГНГУ Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти 54

ТюмГНГУ Саранча А.В. На рисунке представлена нефтенасыщенная залежь с газовой шапкой и подошвенной водой. Скважина вскрывает только нефть насыщенный горизонт. Расширение газа, находящегося в верхней части залежи (газовая шапка), подошвенной воды в примыкающей водонасыщенной части снизу, и самой нефти, приводит к вытеснению из залежи эквивалентного объёма флюида. Таким образом, после того как скважина вскрывает продуктивный пласт, нефть по ней будет поступать на поверхность до того момента пока пластовое давление, на забое будет превышать давление создаваемое гидростатическим столбом нефти в скважине. Расчет коэффициента извлечения нефти 55

ТюмГНГУ Саранча А.В. Как известно, давление создаваемое гидростатическим столбом нефти в скважине, равно: где ρ н – плотность нефти, которой заполнена скважина от устья до забоя, кг/м 3 ; g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с 2 ; h з – глубина от устья до забоя, м; Расчет коэффициента извлечения нефти ТюмГНГУ Саранча А.В. Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: V г – объем газовой шапки; V н – объем нефтенасыщен- ной части; V в – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) 56

ТюмГНГУ Саранча А.В. При снижении пластового давления во время вытеснения нефти к забою добывающей скважины, будут происходить подъем уровня ВНК и снижение уровня ГНК, что связано с расширением воды и газа и вторжением их в нефтенасыщенную область. Общая добыча нефти в этом случае будет складываться из нескольких объемов, возникающих при расширении нефти, газа и воды: Расчет коэффициента извлечения нефти ТюмГНГУ Саранча А.В. Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: V г – объем газовой шапки; V н – объем нефтенасыщен- ной части; V в – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) (1.20) 57

ТюмГНГУ Саранча А.В. или с учетом 1.19 можно представить в таком виде: (1.21) где β н, β г и β в – сжимаемости нефти, газа и воды, соответственно, 1/Па; V н, V г и V в – объем, занимаемый нефтью, газом и водой, соответственно, м 3 ; ΔР – снижение давления, Па. Расчет коэффициента извлечения нефти ТюмГНГУ Саранча А.В. Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: V г – объем газовой шапки; V н – объем нефтенасыщен- ной части; V в – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода)

ТюмГНГУ Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти ТюмГНГУ Саранча А.В. Из энергий сжатых пластовых флюидов энергия сжатого газа, несомненно, наиболее эффективна из-за высокой его степени сжимаемости, даже если изначально в пласте присутствует лишь небольшое количество свободного газа. В таких случаях газ выделяется из нефти естественным образом в процессе разработки, когда пластовое давление падает ниже давления насыщения. Коэффициент сжимаемости для газа, состоящего на 95 % из метана в диапазоне давлений от 5 до 15 МПа равен β г =(75÷250) /МПа. Энергия сжатой нефти занимает следующую позицию, с коэффициентом сжимаемости равным β н =(0,7÷14) /МПа. Расширение нефти будет иметь значение лишь в том случае, когда объемы нефти велики. Энергия, выделяемая при расширении сжатых вод вне коллектора, немного меньше, с коэффициентом сжимаемости равным β в =(0,4÷0,5) /МПа, однако она может быть главным фактором даже при низкой сжимаемости воды. Это объясняется тем, что размеры большинства водоносных формаций, обычно, намного превышают размеры углеводородных залежей. Запасы нефтяных месторождений измеряют миллионами, а иногда миллиардами метров кубических, в то время как запасы подстилающих водоносных формаций миллиардами, а иногда и триллионами. 59

ТюмГНГУ Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти ТюмГНГУ Саранча А.В. Также необходимо отметить, что и сама горная порода, а именно мельчайшие зерна, из которых она состоит, обладает некоторой энергией расширения, так как находится под давлением. Значение этого фактора не велико для разработки месторождений, а коэффициент сжимаемости для горных пород (сильно и слабо сцементированных) находится в диапазоне значений β гп = (0,1÷0,2) /МПа. 60

ТюмГНГУ Саранча А.В. Вариантh з, мV н.з, м 3 V г, м , , , , , , , , , Таблица 1.5 – Исходные данные к упражнению 1.5. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 1.5 ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Упражнение 1.5. Рассчитать коэффициент извлечения нефти при разработке залежи за счет расширения пластовых флюидов, при пористости m от = 0,2; остаточной водонасыщенности S в = 0,15; пластовом давлении вблизи забоя скважины Р пл = Па; ускорении свободного падения g = 9,8 м/с 2 ; плотности нефти ρ н = 850 кг/м 3 ; сжимаемости нефти, газа и воды, β н = 2, /Па, β г = /Па, β в = 0, /Па, соответственно; объеме воды в подошвенной части залежи V в = м 3 и объемном коэффициенте В н = 1,3 м 3 /м 3. Значения объема нефтенасыщенной части залежи V н.з, глубины забоя h з и объема газа, находящегося в газовой шапке V г, представлены в таблице 1.5. Пример расчета смотрите на следующих слайдах. 61

ТюмГНГУ Саранча А.В. Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: V г – объем газовой шапки; V н – объем нефтенасыщен- ной части; V в – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) Пример расчета. Для расчета будем использовать схему, представленную на рисунке ниже. Допустим, что объем газа, находящегося в газовой шапке, и объем воды, находящейся в подошвенной части залежи, известен. Необходимо определить объем нефти в метрах кубических, находящегося в нефтенасыщенной части залежи при пористости m от = 0,2; остаточной водонасыщенности S в = 0,15; объеме нефтенасыщенной части залежи V н.з = м 3 : ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ

ТюмГНГУ Саранча А.В. Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: V г – объем газовой шапки; V н – объем нефтенасыщен- ной части; V в – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) Для того чтобы рассчитать количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, необходимо определить величину снижения пластового давления ΔР. Фонтанирование скважины будет происходить при условии и до того момента, пока пластовое давление Р пл больше, чем давление создаваемое гидростатическим столбом жидкости Р г в скважине, заполненной нефтью. Поэтому, упрощая задачу, будем считать, что снижение пластового давления будет одновременно и равномерно происходить по всей залежи и будет равно, при пластовом давлении вблизи забоя Р пл = Па; глубине забоя h з = 1500 м; ускорении свободного падения g = 9,8 м/с 2 ; плотности нефти ρ н = 850 кг/м 3 : ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ

ТюмГНГУ Саранча А.В. Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: V г – объем газовой шапки; V н – объем нефтенасыщен- ной части; V в – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) Рассчитываем количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, при сжимаемости нефти, газа и воды, β н = 2, /Па, β г = /Па, β в = 0, /Па, соответственно; объеме газа в газовой шапке и воды в подошвенной части залежи V г = м 3, V в = м 3, соответственно. Полученное значение в метрах кубических необходимо перевести в тонны, так как добыча нефти измеряется в тоннах в отличие от газа, замеры которого проводят в м 3 : ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ

ТюмГНГУ Саранча А.В. Схема нефтяной залежи с газовой шапкой и подошвенной водой: V г – объем газовой шапки; V н – объем нефтенасыщен- ной части; V в – объем примыкающей водоносной области (подошвенная вода) Теперь для расчета коэффициента извлечения нефти необходимо определить геологические запасы нефти, приведенные к поверхностным условиям, при объемном коэффициенте В н = 1,3 м 3 /м 3 : Далее количество нефти, которое будет выдавлено из залежи за счет расширения пластовых флюидов, считаем извлекаемыми запасами и определяем КИН: ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ

ТюмГНГУ Саранча А.В. Расчет коэффициента извлечения нефти ТюмГНГУ Саранча А.В. Также для сравнения в данном примере сделан расчет КИНа при отсутствии газовой шапки и при условии, что газовая шапка по объему такая же, как и нефтенасыщенная часть залежи. Расчеты показывают, что при отсутствии газовой шапки КИН составит 0,02, а при условии, что газовая шапка такая же по размерам, как и нефтенасыщенная часть залежи, КИН составил 0,25. Таким образом, газ газовой шапки, благодаря его высокой сжимаемости, вносит значительный вклад в добычу нефти. Очевиден тот факт, что при разработке нефтяных месторождений не следует отбирать газ из газовой шапки, который, хотя и имеет коммерческую ценность, но играет более важную роль, оставаясь в залежи и вытесняя нефть при расширении. 66

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА НЕФТИ ТюмГНГУ Саранча А.В. 67

Нефть Природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой (С n Н 2n+2 ), нафтеновой (С n Н 2n, С n Н 2n-2, С n Н 2n-4 ) и ароматической (С n Н 2n-6, 12, 18, 24 ) групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металло- рганические комплексы. Кислород в нефтях обычно входит в состав нафтеновых и жирных кислот, смол и асфальтенов. К постоянным компонентам нефти относится сера, которая присутствует как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефтей в пластовых условиях в том или ином количестве содержится растворенный газ. ТюмГНГУ Саранча А.В. 68

По групповому углеводородному составу (в процентах по массе) выделяются нефти метановые, нафтеновые и ароматические. По содержанию парафинов нефти подразделяются на малопарафинистые (содержание парафинов не выше 1,5%), парафинистые (1,516%) и высокопарафинистые (выше 6%). По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5 %), сернистые (0,512 %) и высокосернистые (выше 2 %). Сера в нефтях при содержании ее более 0,5 % имеет промышленное значение. По содержанию смол выделяются нефти малосмолистые (менее 5%), смолистые (515%) и высокосмолистые (выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышленных значений. Нефть ТюмГНГУ Саранча А.В. 69

Свойства нефти в стандартных и пластовых условиях В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся: плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, плотность и вязкость. ТюмГНГУ Саранча А.В. 70

Плотность нефти Отношение массы к занимаемому объему (кг/м 3 или г/см 3 ). Классификация нефтей по плотности: кг/м 3 – легкая нефть, кг/м 3 – нефти средней плотности, кг/м 3 – тяжелые нефти, более 1000 кг/м 3 – битумы. ТюмГНГУ Саранча А.В. 71

Плотность пластовой нефти определяется по формуле: где ρ н – плотность разгазированной нефти, кг/м 3 ; R s – газосодержание, м 3 /т; ρ г – плотность газа, кг/м 3 ; В н – объемный коэффициент нефти, безразмерный ТюмГНГУ Саранча А.В. 72

Вязкость нефти Вязкость или внутреннее трение, свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению её частиц при движении. Различают кинематическую и динамическую вязкости. Динамическая вязкость (μ) – выражается величиной сопротивления (Па·с) взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 м 2, отстоящих друг от друга на расстоянии 1 м, при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1Н. Промысловая единица измерения: с Пз = Па·с. Кинематическая вязкость отношение динамической вязкости к плотности υ = μ/ρ. (1 с Ст=1 мм 2 /с). Обратная величина вязкости (1/μ) называется текучесть. ТюмГНГУ Саранча А.В. 73

Классификация нефтей по вязкости маловязкие от 0,5 до 10 с Пз – маловязкие, средне вязкие от 10 до 50 с Пз – средне вязкие, от 50 до 200 с Пз – высоковязкие; более 200 с Пз – сверхвязкие нефти, на добычу которых, по действующему налоговому законодательству предоставляется нулевая ставка НДПИ. НДПИ – налог на добычу полезных ископаемых, в 2012 году составляет 446 рублей на 1 тонну добытой нефти ТюмГНГУ Саранча А.В. 74

Температура застывания – температура при которой нефть теряет свою текучесть. ТюмГНГУ Саранча А.В. 75

Объемный коэффициент нефти Показывает, какой объем в пластовых условиях с растворенным газом (при пластовых давлении и температуре) занимает один метр кубический дегазированной нефти на поверхности при стандартных условиях (атмосферное давление и температура 20 ºC). Определяется исходя из следующего соотношения: где (V пл ) Р,Т – объем нефти в пластовых условиях при давлении Р и температуре Т, м 3 ; V пов – объем той же нефти после ее дегазации, при атмосферном давлении и температуре 20 ºC, м 3. ТюмГНГУ Саранча А.В. 76

Эмпирическая формула для определения объемного коэффициента: B н = 1+0,00305·R s. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти определяется по формуле U=(В н -1)/В н. ТюмГНГУ Саранча А.В. Объемный коэффициент нефти 77

Коэффициент сжимаемости нефти (β н ) – показатель изменения единицы объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа. β н = (1/V)·(ΔV/Δp), где ΔV – изменение объема нефти, м 3 ; V – исходный объем нефти, м 3 ; Δр – изменение давления, Па. Размерность β н – 1/Па, или Па -1. Диапазон изменения коэффициента сжимаемости для нефти: (0,7-14)· /МПа = (0,7-14) 1/ГПа. ТюмГНГУ Саранча А.В. 78

Давление насыщения нефти газом Давление, при котором из нефти начинает выделяться растворенный газ, называется давлением начала испарения или давлением насыщения (Р нас ). Чем выше газосодержание нефти, тем выше её давление насыщения. Для оценки можно воспользоваться эмпирической формулой: Р нас =0,916+0,107·R s [МПа] ТюмГНГУ Саранча А.В. 79

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ТюмГНГУ Саранча А.В. 80

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Для расчета притока нефти при плоскорадиальной фильтрации к скважине, используют уравнение Дюпюи: (1.21) где Q – дебит нефтяной скважины, м 3 /с; Р пл, Р з – пластовое и забойное давление, Па; h – эффективная мощность пласта, м; r к – радиус контура питания (радиус дренирования), м; r с – радиус скважины, м; k – проницаемость пласта, м 2 ; S – скин-фактор, безразмерный. 81

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН На практике, часто приходится иметь дело с нефтепромысловыми единицами измерения, так например, проницаемость измеряется не в [м 2 ], а в [м Да], давление не в [Па], а в [атм], дебит нефтяных скважин не в [м 3 /с], а в [м 3 /сут] или даже в [т/сут], вязкость не [Пас], а в [с Пз]. Это более удобные единицы измерения, но в этом случае в формуле 1.21 появляется перерасчетный коэффициент: (1.22) В уравнении 1.22 дебит нефтяной скважины измеряется в [м 3 /сут], для его перевода в [т/сут], необходимо умножить на плотность нефти в [т/м 3 ]. Все составляющие уравнения 1.22 отвечают за производительность нефтяных скважин, соответственно изменение некоторых параметров, может привести к увеличению или снижению дебита. Рассмотрим более подробно некоторые из них на следующих слайдах. 82

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Проницаемость (k) – это фильтрационное свойство горных пород, пропускать через себя жидкости или газы под действием перепада давления. Большая часть расчетов, связанных с экономической составляющей разработки пласта опираются на это свойство. Поэтому без сомнения, проницаемость можно назвать самым главным петрофизическим параметром пласта. Для характеристики проницаемости горных пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемостей. Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды при фильтрации через нее жидкости или газа при условии, что данный образец насыщен только этой фазой. Обычно для определения абсолютной проницаемости используют высушенный образец, пропуская через него воздух или газ, так как они отличаются наименьшими свойствами взаимодействия с породой. Эффективная (или фазовая) проницаемость характеризует проводимость породы по отношению к одной из нескольких одновременно фильтрующихся фаз. Она также зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств жидкостей, их взаимодействия и насыщенности породы каждой из фаз. Относительной фазовой проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной. 83

Общие классификации проницаемости ТюмГНГУ Саранча А.В. КРИВЫЕ ОФП

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Повлиять на проницаемость всего продуктивного пласта разработчики не могут, однако можно увеличить проницаемость в призабойной зоне пласта (ПЗП), путем кислотной обработки в карбонатных коллекторах. Источник данного параметра – лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования (ГДИ) и геофизические исследования скважин (ГИС). Проницаемости одного и того же коллектора может сильно варьироваться, для простоты и общего представления о проницаемости пласта обычно указывается ее среднее значение, как средне арифметическое или средне геометрическое. Используя это среднее значение можно относить коллектор к тому или иному типу согласно условной классификации представленной в таблице ниже. Классификация коллекторов по средней проницаемости Проницаемость Проницаемость газового коллектора, м Да Проницаемость нефтяного коллектора, м Да очень низкаяменее 0,05 менее 0,5 низкая 0,05 – 0,50,5 – 5 средняя 0,5 – 55 – 50 высокая 5 – 5050 – 500 очень высокаяболее 50 более

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Эффективная толщина пласта (h эф ) – это суммарная толщина всех продуктивных нефтенасыщенных песчатнных слоев вскрываемых скважиной. Источник данного параметра каротажные диаграммы (данные ГИС). h эф = h 1 + h 2 +…+ h n 86

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Скин-фактор (S). Параметр описывающий степень гидродинамического несовершенства вскрытия скважинной продуктивного пласта. Этот параметр может включать в себя несколько составляющих, таких как загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП), частичное вскрытие, неэффективное перфорирование, двухфазное течение, отклонение от закона Дарси вследствие турбулентности, не вертикальное вскрытие. Из перечисленных факторов не все могут проявляться, но загрязнение ПЗП наблюдается всегда, которое появляется в результате проникновения фильтрата бурового раствора во время бурения. 87

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Скин-фактор Если ПЗП загрязнена, то скин-фактор будет положительным (от 0 и теоретически до бесконечности) и будет имеет, тем большее значение, чем больше загрязнение. Если скин-фактор равен нулю, то ПЗП идеальная, загрязнение отсутствует. Отрицательное значение скин-фактора (от -6 до 0) можно получит в скважинах после проведения кислотной обработки или гидроразрыва пласта (ГРП), когда создается трещина высокой проводимости, соединяющая ствол скважины с удаленными, незагрязненными участками продуктивного пласта, устраняя влияние тем самым загрязнение ПЗП. Источник информации и скин-факторе – гидродинамические исследования скважин (ГДИС) 88

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 1.6 ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Упражнение 1.6. Рассчитать дебит скважины, используя уравнение (1.22), для всех столбцов (таблица 1.7) и процентное изменение относительно первого столбца. Полученные данные занести в таблицу. Плотность нефти 850 кг/м 3. Сделать заключение для каждого столбца. Целью данного упражнения, является понимание влияния (увеличения или уменьшения) того или иного параметра входящего в уравнение (1.22) на дебит скважины Проницаемость (м Да) Эффективная мощность (м) Пластовое давление (атм) Забойное давление (атм) Радиус дренирования (м) Радиус скважины (м)0,1 Вязкость нефти (с Пз)1,2 1,50,91,2 Объёмный к-т (м 3 /м 3 )1,3 Скин-фактор Дебит нефти (т/сут) Изменение дебита (%)х Таблица 1.7 – Исходные данные к упражнению 1.6 Формула для расчета изменения дебита в процентах. Изменение дебита, % = (дебит полученный в процессе изменения какого либо параметра - дебит в колонке 1) / (дебит в колонке 1 0,01). 89

ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ТюмГНГУ Саранча А.В. 90

ТюмГНГУ Саранча А.В. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Как следует из формулы Дюпюи (1.22), уравнение индикаторной линии при плоскорадиальном потоке несжимаемой жидкости, задается уравнением прямой (нижний рисунок). (1.23) Индикаторная диаграмма для притока однофазной жидкости: 1 – при нулевом значении скин-фактора; 2 – при положительном значении скин-фактора; 3 – при отрицательном значении скин-фактора где η – коэффициент продуктив- ности, числено равный дебиту при депрессии, равной единице. 91

ТюмГНГУ Саранча А.В. Из уравнения 1.23 коэффициент продуктивности для нефтяных скважин, равен: (1.24) Коэффициент продуктивности определяется в результате испытаний скважины на разных забойных давлениях, что достигается путем отработки скважины на штуцерах различного диаметра. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ 92

ТюмГНГУ Саранча А.В. Проведение исследования. Выдержав скважину в закрытом состоянии в течение определенного отрезка времени, ее открывают на отработку через штуцер малого диаметра, поддерживая малую скорость притока. Производится регистрация дебита и забойного давления. После стабилизации дебита для увеличения притока начинают отработку скважины через штуцер большего диаметра, при этом производится наблюдение за измерениями скорости потока с течением времени. Данная процедура повторяется еще несколько раз, производится ряд замеров, результаты которых фиксируются. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ 93

ТюмГНГУ Саранча А.В. Для оценки коэффициента продуктивности с помощью соотношения (1.24) необходимо знать величину пластового давления, что не всегда возможно, для длительно работающих скважин, и в особенности при интенсивной работе соседних скважин. В этом случае для одновременной оценки названных параметров используют метод индикаторной линии (индикаторная диаграмма – ИД). ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ 94

ТюмГНГУ Саранча А.В. Индикаторные диаграммы представляют собой зависимости давления на забое от дебита, построенные по результатам измерения на установившемся (квазистационарном или псевдоустановившемся) режиме работы скважины. Согласно уравнению Дюпюи для радиального притока жидкости, индикаторная диаграмма представляет собой прямую линию, наклон которой зависит от продуктивности пласта. Для одной и той же гидропроводности (kh/µ) и меняющихся скин-факторов можно получить семейство индикаторных линий, расположенных под разным углом наклона в зависимости от величины скин-фактора S (рис. 1.4). ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Индикаторная диаграмма для притока однофазной жидкости: 1 – при нулевом значении скин- фактора; 2 – при положительном значении скин-фактора; 3 – при отрицательном значении скин-фактора 95

ТюмГНГУ Саранча А.В. Сущность методики построения ИД сводится к нанесению точек на график для различных забойных давлений и дебитов. Точки должны лечь на прямую линию, которую называют индикаторной линией. Тангес угла наклона индикаторной линии (угловой коэффициент) численно равен значению А (фильтрационному сопротивлению). ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ Обработка результатов измерений забойного давления и дебита на нескольких стационарных режимах притока однофазной жидкости Координата точки пересечения индикаторной линии с осью абсцисс соответствует пластовому давлению 96

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 1.7 Упражнение 1.7. По результатам отработки скважины на нескольких стационарных режимах были измерены давления на забое и дебиты, значения которых по вариантам представлены в таблице 1.8. Используя полученные значения, необходимо построить индикаторную диаграмму, рассчитать коэффициент продуктивности через тангенс угла наклона, оценить величину пластового давления или наоборот сначала оценив величину пластового давления как точку пересечения индикаторной линии с осью абсцисс, и потом рассчитать коэффициент продуктивности (на ваш выбор). Таблица 1.8 – Исходные данные к упражнению 1.7 ВариантQ 1, м 3 /сутР заб 1, атмQ 2, м 3 /сутР заб 2, атмQ 3, м 3 /сутР заб 3, атм , , ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их 97

ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИТОКА ДВУХФАЗНОГО ФЛЮИДА ПО МЕТОДУ ВОГЕЛЯ ТюмГНГУ Саранча А.В. 98

ТюмГНГУ Саранча А.В. ДВУХФАЗНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ПО МЕТОДУ ВОГЕЛЯ Когда пластовое давление становится ниже давления насыщения нефти газом, простые уравнения притока жидкости становятся недействительными. Дело в том, что при этих условиях из нефти выделится некоторое количество растворенного газа, а значит в пласте будет происходить двухфазная фильтрация жидкости и газа. Для этого случая, Вогель предложил хорошо известное уравнение для описания двухфазного притока: (1.25) где q – текущий дебит скважины; q max – абсолютно свободный дебит или теоретически максимальный дебит (т.е. дебит, который теоретически был бы достигнут, если забойное давление снизить до нуля). 99

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 1.8 ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Упражнение 1.8. Рассчитать максимальный дебит (q мах ), при условии что пластовое давление равно давлению насыщения Р пл =Р нас =200 атм. На скважине проводились одноточечное исследование на установившемся режиме, по результатам которого дебит q составил (таблица 1.9) при Р заб =140 атм. Рассчитать дебит при Р заб = 180, 160, 120, 100, 80, 60, 40, 20 и по рассчитанным значениям построить индикаторную диаграмму Вогеля. Пример расчета смотрите на следующих слайдах. Таблица 1.9 – Исходные данные к упражнению 1.8 Вариант q, м 3 /сут

ТюмГНГУ Саранча А.В. Максимальный теоретический дебит, при Р заб =140 атм, Р пл =200 атм, Р нас =200 атм, q=70 м 3 /сут, будет равен: ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.8 Теперь рассчитаем дебит при Р заб = 180, 160, 140, 120, 100, 80, 60, 40, 20, используя уравнение (1.25). Построим индикаторную диаграмму по методу Вогеля (рис. 1.6). дебит Забойное давление , , , , , , , , ,60 ТюмГНГУ Саранча А.В. 101

ТюмГНГУ Саранча А.В. КОМПОЗИТНАЯ КРИВАЯ ДАРСИ/ВОГЕЛЯ При пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом, но при забойном давлении ниже давления насыщения, начинает формироваться двухфазный поток только в призабойной зоне пласта. Уравнения для постоянного коэффициента продуктивности и уравнения Вогеля могут быть объединены для определения индикаторной кривой. Уравнение представлено ниже. (1.26) где q нас – дебит при забойном давлении равном давлению насыщения нефти газом; Р нас – давление насыщения нефти газом. 102

ТюмГНГУ Саранча А.В. КОМПОЗИТНАЯ КРИВАЯ ДАРСИ/ВОГЕЛЯ Если Р заб > Р нас, то коэффициент продуктивности определяется из линейного соотношения: Дебит в интервале забойного давления от Р пл до Р нас, будет определятся из следующего линейного соотношения (отрезок 1-2 на рис. ниже): Композитная кривая Дарси/Вогеля 103

ТюмГНГУ Саранча А.В. КОМПОЗИТНАЯ КРИВАЯ ДАРСИ/ВОГЕЛЯ Если Р заб < Р нас, то коэффициент продуктивности определя- ется из нелинейного соотношения (отрезок 2-3 на рис. 1.7): Дебит при забойном давлении равном давлению насыщения: Композитная кривая Дарси/Вогеля Дебит при забойном давлении ниже Р нас, будет определятся из нелинейного соотношения (1.26). 104

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 1.9 ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Упражнение 1.9. Бывают случаи, когда построение ИД нефтяной скважины проблематично из-за отсутствия достаточных данных. Настоящее пластовое давление недоступно или не измерено. Нефтяные компании не хотят терять продукцию из-за отключения скважины для измерения статического пластового давления. Практические средства преодоления этой проблемы – это исследование скважины на двух различных режимах во время измерения забойных давлений. Этот метод недорог и не требует много времени на проведение исследований. Измерения давления могут очень точными при использовании скважинного манометра в фонтанирующей скважине либо скважинного прибора с наземной регистрацией; возможны также более простые измерения при помочи затрубного давления и отбивки динамического уровня, зависящие от скважинных условий. И так, задача заключается в определении пластового давления и построение ИД для скважины, которая эксплуатируется в режиме растворенного газа. Известно что, пластовое давление выше давления насыщения. Исходные данные к заданию по вариантам представлены в таблице Пример расчета смотрите на следующих слайдах. 105

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 1.9 ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Таблица 1.10 – Исходные данные к упражнению 1.9 Вариант Тест 1Тест 2Р нас, атм q 1, м 3 /сутР заб 1, атмq 2, м 3 /сутР заб 2, атм

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.9 Пример расчета. По результатам двухточечного исследования скважины имеем: q 1 = 50 м 3 /сут, Р заб 1 = 100 атм, q 2 = 65 м 3 /сут, Р заб 1 = 40 атм, Р нас =160 атм. На рисунке ниже отрезок 2-3 будет описываться уравнением Вогеля (1.25): 107

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.9 Из рисунка видно что q c1 = q 1 – q нас, q c2 = q 2 – q нас, тогда Зная q нас можно определить q c1 = q 1 – q нас =50 – 25 = 25 м 3 /сут. Зная q c1 можно определить q c = q c1 / 0,5625 = 44,444 м 3 /сут. Зная q c можно определить q max =q c +q нас = 44, = 69,444 м 3 /сут. Зная q max можно определить коэффициент продуктивности, используя следующее соотношение: 108

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 1.9 Зная коэффициент продуктивности, находим пластовое давление из соотношения: Для построения ИД рассчитаем дебит используя уравнение (1.26), при забойных давлениях ниже давления насыщения, для значений Р заб =150, 140, 130, 120, 110, 90, 80, 70, 60, 50, 30, 20, 10, атм. Полученные значения представлены в таблице ниже. ИД по полученным значениям представлена на рисунке ниже. дебит Рзаб , , , , , , , , , , , , , ,440 ТюмГНГУ Саранча А.В. 109

ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТюмГНГУ Саранча А.В.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, принято называть режимом пласта. В зависимости от проявляющегося вида пластовой энергии, выделяют следующие режимы: водонапорный упругий газонапорный (режим газовой шапки) режим растворенного газа гравитационный комбинированный (смешанный). ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТюмГНГУ Саранча А.В.

От правильной оценки режима дренирования залежи зависят технологические показатели отбора жидкости из скважин, предельно допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи. Определить режим залежи не всегда просто, так как в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно. ТюмГНГУ Саранча А.В. ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Жестководонапорный режим При этом режиме пластовое давление поддерживается за счет гидростатического столба пластовой воды, который давит на водонефтяной контакт (ВНК) краевых или законтурных вод и имеет постоянное питание из поверхностных источников за счет атмосферных осадков, талых вод, различных водоемов или искусственной закачки воды в нагнетательные скважины. Условие существования жестководонапорного режима где P пл – среднее пластовое давление, P нас – давление насыщения. При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой ТюмГНГУ Саранча А.В.

Схема геологических условий существования естественного водонапорного режима ТюмГНГУ Саранча А.В.

Следует отметить, что полного вытеснения нефти, поступающей с водой, не происходит. Нефть и вытесняющая ее вода движутся в направлении добывающих скважин одновременно. Но в связи с разностью вязкостных свойств нефти и воды, последняя имеющая меньшую вязкость, будет опережать нефть, и, соответственно, ее количество в движущемся потоке (нефть, вода) будет постоянно увеличиваться. Чем выше вязкость нефти, тем значительнее разнятся вязкостные свойства нефти и воды и тем быстрее начнется увеличение воды в движущемся потоке жидкости (нефть, вода) и, соответственно, раньше начнется опережающий прорыв воды к забою нефтедобывающих скважин. Все это в конечном счете приводит к снижению нефтеизвлечения из залежи. ТюмГНГУ Саранча А.В. Водонапорный режим

Если объёмная скорость внедрения воды в пласт достаточно высока, но существенно меньше скорости извлечения флюида, то такой режим называют частичным водонапорным режимом. ТюмГНГУ Саранча А.В. Частичный водонапорный режим

Упругий режим При упругом режиме движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней. При этом режиме водоносная часть залежи очень большая и может простираться от контура нефтеносности на десятки и сотни километров. Водоносная часть пласта при этом может иметь связь с дневной поверхностью, а может и не иметь. При упругом режиме в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и, соответственно, дебитов нефти по скважинам. Затем темп падения пластового давления и дебитов нефти по скважинам снижается. При упруговодонапорном режиме газовый фактор остается постоянным при условии, что пластовое давление снижается не ниже давления насыщения. ТюмГНГУ Саранча А.В.

Газонапорный режим Во всех нефтяных залежах имеется газ, который находится в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или в растворенном состоянии в нефти. Режим работы нефтяной залежи, при котором основной движущей силой является энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке, называется газонапорным. ТюмГНГУ Саранча А.В.

Режим растворенного газа (газовый режим) Основной движущей силой при режиме растворенного газа является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи давление в ней падает, при этом начинается выделение газа из нефти. Отдельные пузырьки его расширяются в объеме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, то есть к забоям нефтяных скважин. ТюмГНГУ Саранча А.В.

Гравитационный режим Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. ТюмГНГУ Саранча А.В.

Существуют два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к забоям скважин обуславливается упругой энергией сжатого газа. Газовой режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует. При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода. С течением времени это приводит к уменьшению газонасыщенного объема порового пространства газовой залежи. Следовательно, при водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обуславливается как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТюмГНГУ Саранча А.В.

ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ И ИХ ВЫДЕЛЕНИЕ ТюмГНГУ Саранча А.В.

Объект разработки это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин. Объекты разработки подразделяют на самостоятельные (базисный) и возвратные. Базисные объекты более продуктивны и характеризуются большими запасами, по сравнению с возвратными, которые предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь базисный объект. ТюмГНГУ Саранча А.В. ОБЪЕКТ РАЗРАБОТКИ

ОАО «СибНАЦ» ПK9 ПK10 ПK12 ПK14 ПK15 ПK18 ПK19 ПK6 ПK13_1 ПK13_2 ПK16_1 ПK16_2 ПK17_1 ПK17_2 ПK20_1 ПK20_2 МОДЕЛИ ПЛАСТОВ ЮЖНО-РУССКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ АТ 6 АТ 11 БТ 4 БТ 4 0 БТ 12 -НЕФТЯНАЯ ЗАЛЕЖЬ -ГАЗОВАЯ ЗАЛЕЖЬ -НЕФТЕГАЗОВАЯ ЗАЛЕЖЬ Ю11Ю11 Ю Ю Ю22Ю22 Ю21Ю21 Ю13Ю13 Ю12Ю12 31 продуктивный пласт. 70 залежей: 8 –Г; 45 – ГК; 12 – НГК; 5 – Н.

На современном этапе развития нефтегазодобывающей отрасли предста- вляют интерес все те же вопросы, что и 20 – 30 лет назад: «при каких условиях возможно объединение нескольких пластов в один объект разработки и как это будет влиять на выработку запасов по каждому пласту?» ВЫДЕЛЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ ТюмГНГУ Саранча А.В.

МНЕНИЕ ВЫДУЩИХ СПЕЦИАЛИСТОВ ОТРАСЛИ Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли на тему: «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф., д.г.-м.н. «Нефтяное хозяйство» 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф., д.г.-м.н. Батурин Ю. Е.,д.т.н., профессор Баишев Б.Т.,д.т.н., профессор Боксерман А.А.д.т.н., профессор Дияшев Р.Н.д.т.н., профессор Жданов С.А.д.т.н., профессор Закиров С.Н.д.т.н., профессор Иванова М.М.д.г.-м.н., профессор Лебединец Н.П.д.т.н., профессор Лысенко В.Д.д.т.н., профессор Мартос В.Н.д.т.н., профессор Муслимов Р.Х.д.т.н., профессор Непримеров Н.Н.д.т.н., профессор Чоловский И.П.д.т.н., профессор Гутман И.С.д.т.н., профессор Щелкачев В.Н.д.т.н., профессор Лозин Е.В.д.т.н., профессор Халимов Э.М.д.т.н., профессор Хисамов Р.С.д.г.м.н. Лещенко В.Е.к.г.-м.н. Ревенко В.М.к.т.н. Сазонов Б.Ф. Юдин В.М. Асланян А.М В опросе участвовали 23 специалиста

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли. «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. «Нефтяное хозяйство» 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. В опросе приняли участие 23 специалиста Баишев Б.Т.,д.т.н., профессор Боксерман А.А.д.т.н., профессор Жданов С.А.д.т.н., профессор Иванова М.М.д.т.н., профессор Лысенко В.Д.д.т.н., профессор Мартос В.Н.д.т.н., профессор Муслимов Р.Х.д.т.н., профессор Чоловский И.П.д.т.н., профессор Гутман И.С.д.т.н., профессор Лозин Е.В.д.т.н., профессор Халимов Э.М.д.т.н., профессор Ревенко В.М.к.т.н. Сазонов Б.Ф. Юдин В.М. 14 опрошенных (или 60%) допускают объединение пластов при определенных условиях

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли. «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. «Нефтяное хозяйство» 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. В опросе приняли участие 23 специалиста Батурин Ю. Е.,д.т.н., профессор Дияшев Р.Н.д.т.н., профессор Закиров С.Н.д.т.н., профессор Лебединец Н.П.д.т.н., профессор Непримеров Н.Н.д.т.н., профессор Щелкачев В.Н.д.т.н., профессор Хисамов Р.С.д.г.м.н. Лещенко В.Е. Асланян А.М 10 опрошенных (или 43%) считают, что объединение оказывает негативное влияние на выработку запасов и величину КИН

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРОСА Федеральное государственное учреждение «Экспертнефтегаз» провело опрос ведущих специалистов и ученых отрасли. «Объединять или не объединять пласты в один объект разработки?» 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. «Нефтяное хозяйство» 4/2005 г. автор статьи: Базив В.Ф. В опросе приняли участие 23 специалиста Дияшев Р.Н.д.т.н., профессор Закиров С.Н.д.т.н., профессор Лебединец Н.П.д.т.н., профессор Непримеров Н.Н.д.т.н., профессор Щелкачев В.Н.д.т.н., профессор Хисамов Р.С.д.г.м.н. Лещенко В.Е. Асланян А.М из этого количества 8 считают, что пласты в один объект разработки лучше не объединять

ПОЛОЖИТЕЛЬНОЕ И НЕГАТИВНОЕ ПОЛОЖИТЕЛЬНОЕ И НЕГАТИВНОЕ Объединение пластов в один объект разработки позволяет увеличить темпы разработки объекта и повышает ее экономическую эффективность на начальном этапе позволяет увеличить темпы разработки объекта и повышает ее экономическую эффективность на начальном этапе Негативные последствия объединения пластов неравномерность выработки неравномерность выработки запасов; запасов; увеличение водонефтяного увеличение водонефтяного фактора; фактора; сложность процесса сложность процесса регулирования и контроля; регулирования и контроля; снижение коэффициентов снижение коэффициентов извлечения; извлечения; и другие факторы. и другие факторы. ТюмГНГУ Саранча А.В.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ СОВМЕЩЕНИЕ В ПЛАНЕ Характер насыщения Нефть Газ Нефть+Газ Условия залегания Фильтрационные показатели ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ К расч, H эфф Свойства пластовых флюидов Промыслово-геофизический анализ ТюмГНГУ Кубасов Д.А., Саранча А.В.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ СОВМЕЩЕНИЕ В ПЛАНЕ 1. Обязательным условием при объединении залежей в единый объект разработки является их совмещение в плане; Характер насыщения Нефть Газ Нефть+Газ 2. Залежи должны быть дифференцированы по типу насыщения, выделяются три основные группы: газовые (включая газоконденсатные) нефтяные и нефтегазовые. При условии значительных запасов, газовые и газоконденсатные залежи будут рассматриваться как самостоятельные объекты. ТюмГНГУ Саранча А.В. Залежи входящие в самостоятельный объект разработки, должны принадлежать к одной группе пластов, данное ограничение в первую очередь связано с технологическими возможностями успешной эксплуатации скважин.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ Условия залегания 3. На данном этапе предварительно объединены залежи совпадающие в плане, запасы которых отнесены к соответствующим зонам насыщения (ЧНЗ, ВНЗ, ГНЗ, ВГЗ, ЧГЗ, ГНВЗ). Известно, что одновременная эксплуатация различных зон насыщения залежей может негативно отразиться на показателях разработки и степени выработки запасов нефти и газа, ввиду существенных отличий процессов и характеристик вытеснения. Поэтому на данном этапе рассматривается возможность одновременной эксплантации, предварительно выделенных в один объект залежей, несовпадающих в плане по условиям залегания зон насыщения. Например, не рекомендуется одновременная эксплуатация чистонефтяной и водонефтяной зон, так как образование конуса воды и преждевременное обводнение в водонефтяных зонах, при одновременной эксплуатации, неизбежно отрицательно повлияет на нефтеотдачу залежи с чистонефтяной зоной (см.рисунок). ЧНЗ – чистонефтяная зона; ВНЗ – водонефтяная зона; ГНЗ – газонефтяная зона; ВГЗ – водогазовая зона; ЧГЗ – чистогазовая зона; ГНВЗ – газонефтеводяная зона. ТюмГНГУ Саранча А.В.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ К расч, H эфф 4. ТюмГНГУ Кубасов Д.А., Саранча А.В. На данном этапе подробно рассматриваются показатели расчлененности и эффективные толщины залежей. Высокие показатели данного параметра позволяют эксплуатировать залежи массивного типа, запасы которых отнесены к контактным совместно с чистонефтянными и чистогазовыми. Естественные глинистые барьеры препятствуют образованию конусов воды и нефти, что благоприятно отражается на выработке запасов нефти и газа, позволяя достичь приемлемые значения коэффициентов извлечения. Имеется ввиду, что при некоторых обстоятельствах высокие показатели коэффициента расчлененности в залежах с обширными ВНЗ, позволят их одновременную эксплуатацию с залежами ЧНЗ. Важным критерием объединения залежей является эффективные толщины, которые должны быть близкими по значениям для предотвращения разноскоростной выработки, что особенно важно при эксплуатации контактных запасов.

ПРИНЦИПЫ ВЫДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ОБЪЕКТОВ Фильтрационные показатели Свойства пластовых флюидов Промыслово-геофизический анализ ТюмГНГУ Кубасов Д.А., Саранча А.В. Одним из определяющих параметров при объединении являются фильтрационные свойства залежей. Близкие значения проницаемости позволяют обеспечить равномерную выработку запасов нефти и газа; Успешная совместная эксплуатация двух и более пластов единым фильтром во многом зависит и от сопоставимости физико-химических свойств пластовых флюидов (вязкость, давление насыщения, и др.); На завершающей стадии выделения эксплуатационных объектов необходимо проведение детального геолого-промыслового анализа. Для чего привлекаются данные каротажных диаграмм, результаты испытания скважин, практика разработки месторождений аналогов, а так же созданные в работе геолого-гидродинамические модели.

ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТюмГНГУ Саранча А.В.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТЫ Для поддержания пластового давления и увеличения КИН, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, приконтурное, и внутриконтурное заводнение нефтяных пластов. ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Системы с законтурным воздействием (заводнением) При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. На рисунке справа: 1 – Нагнетательные скважины; 2 – Добывающие скважины; 3 – Нефтенасыщенная часть залежи; 4 – Внешний контур нефтеносности (– –); 5 – Внутренний контур нефтеносности (– –); Внешний контур газоносности (– х –); Внутренний контур газоносности (– хх –); ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Рядные системы разработки Разновидность их блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют однорядную, трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда нагнетательных скважин и одного или трех или пяти рядов добывающих скважин. ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

0 днорядная система разработки ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Трехрядная и пятирядная системы ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Пятирядная система разработки ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Площадные системы разработки Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную. ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Пятиточечная система ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Площадная семиточечная и девятиточечная система

Помимо упомянутых известны следующие системы разработки: система с батарейным расположением скважин, которую можно использовать в редких случаях в залежах круговой формы в плане; смешанные системы комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами. Кроме того, используют очаговое и избирательное заводнения, применяемые для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы. ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с режимом растворенного газа), но в настоящее время оно практически исчерпало свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды. К таким относятся: щелочное заводнение, полимерное заводнение, использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром. Вытеснение нефти возможно также двуокисью углерода, растворителями и газами высокого давления, продуктами внутрипластового горения нефти. Кроме этих методов внедряют в практику цикличное заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, форсированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт и т. д. ТюмГНГУ Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПЕРИОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТюмГНГУ Саранча А.В.

В разработке нефтяных месторождений принято выделять четыре стадии, которые характеризуются определенными закономерными изменениями технологических показателей. Рассмотрим подробнее каждую стадию на конкретном примере Мортымья- Тетеревского месторождения, разрабатываемого с 1966 года. Стадии разработки нефтяных месторождений

ТюмГНГУ Саранча А.В. Первая стадия (освоение эксплуатационного объекта) характеризуется интенсивным ростом добычи нефти до максимального заданного уровня, быстрым увеличением действующего фонда скважин, резким снижением пластового давления и небольшой обводненностью продукции. Продолжительность периода составляет 4 – 8 лет, а за окончание, принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение годовой добычи нефти к начальным извлекаемым запасам). Стадии разработки нефтяных месторождений

ТюмГНГУ Саранча А.В. Вторая стадия (сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти) характеризуется ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда и нарастанием обводненности добываемой продукции. Продолжительность периода может составлять от одного до семи лет, окончанием считается, когда уровень добычи отклоняется от максимального на более чем 10 %. В рассматриваемом примере продолжительность стадии составила 2 года, т.к. в 1976 году отклонение годовой добычи от максимума 74-го года составило 13,2 %, что ознаменовало начало третьей стадии разработки. Стадии разработки нефтяных месторождений ТюмГНГУ Саранча А.В.

Третья стадия (интенсивного снижения добычи) характеризуется снижением добычи нефти в среднем на 5 – 20 % в год при маловязких нефтях, и % при нефтях повышенной вязкости. Окончанием периода считается резкий перелом кривой динамики добычи нефти при темпе отбора в диапазоне от 1 до 2 % от НИЗ [1]. Обычно продолжительность 3-й стадии составляет 8-12 лет, а за это время отбирается % НИЗ. В нашем примере длительность данного периода составила 15 лет, за который было отобрано 41 % НИЗ. Стадии разработки нефтяных месторождений

ТюмГНГУ Саранча А.В. Первые три стадии составляют основной период разработки продолжительностью 20–30 лет и более по наиболее крупным месторождениям. В течение основного периода при разных характеристиках и разном уровне совершенствования систем разработки отбирают 70 – 85 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ). В представленном примере, на Мортымья- Тетеревском месторождении на конец третьей стадии отобрано 74,5 % НИЗ, а продолжительность основного периода составила 25 лет. Стадии разработки нефтяных месторождений

ТюмГНГУ Саранча А.В. Четвертая стадия называется завершающим периодом, в течение которого при темпе обора от НИЗ менее 2 % весьма продолжительное время отбираются оставшихся 15 – 30 % утвержденных извлекаемых запасов [1]. Стадии разработки нефтяных месторождений

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА ТюмГНГУ Саранча А.В. 156

СОСТАВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОКОНДЕНСАТОВ ТюмГНГУ Саранча А.В. 157

Природные газы, добываемые на углеводородных месторождениях, представляют собой многокомпонентные смеси углеводородных и неуглеводородных компонентов, которые в пластовых условиях могут находиться в свободном газовом состоянии (в виде отдельных скоплений газовых залежей либо газовых шапок, газонефтяных и нефтегазовых месторождений) либо в растворенном состоянии (в нефти или воде). Состав природных газов и газоконденсатов ТюмГНГУ Саранча А.В. 158

Из углеводородных компонентов в составе природных газов преобладают алканы (парафиновые углеводороды), с общей формулой С n Н 2n+2 неуглеводородные компоненты природных газов представлены: азотом (N 2 ), углекислым газом (диоксид углерода) (СО 2 ), сероводородом (Н 2 S), водяным паром (Н 2 О), а также редкими или инертными газами: гелием (He), аргоном (Ar), криптоном (Кr) и др. Состав природных газов и газоконденсатов 159 ТюмГНГУ Саранча А.В.

Состав природных газов и газоконденсатов 160 ТюмГНГУ Саранча А.В. Алканы – это парафиновый ряд, представляющий собой предельные полностью насыщенные соединения, линейного или разветвленного строения, и начинающийся с метана (СН 4 ), на который, по разным газовым месторождениям Тюменской области, может приходиться от 80 до 99 % от общего объемного состава природного газа.

Состав природных газов и газоконденсатов 161 ТюмГНГУ Саранча А.В. Также в состав природных газов, входят и другие более тяжелые углеводородные компоненты из ряда алканов, такие как: этан (С 2 H 6 ) пропан (С 3 H 8 ) бутан (С 4 H 10 )

Состав природных газов и газоконденсатов 162 ТюмГНГУ Саранча А.В. и в незначительных количествах могут содержаться, пентан (С 5 H 12 ), гексан (С 6 Н 12 ), гептан (С 7 Н 14 ) и более тяжелые по числу атомов углерода и водорода. На долю этана, пропана, бутана и пентана, в составе природных газов, может приходиться от 1 до 20 % и более. Обычно состав природных газов определяется не полностью, а до бутана (С 4 Н 10 ) или гексана (С 6 Н 14 ) включительно, а все остальные компоненты объединяются в остаток и обозначают С 5+ или С 7+.

Состав природных газов и газоконденсатов 163 Изомерия Алканы, начиная с бутана – имеют изомеры, которыми называются вещества с одинаковым составом, но различающиеся в химическом строении. Начиная с бутана, алканы могут формировать как длинную без ответвлений цепь (n-С n Н 2n+2 ), так и создавать ответвления от нее, образуя изомеры. нормальный бутан n-C 4 H 10 изобутан i-C 4 H 10 ТюмГНГУ Саранча А.В.

АГРЕГАТНЫЕ СОСТОЯНИЯ ПАРАФИНОВ ТюмГНГУ Саранча А.В. 164

165 Агрегатные состояния парафинов В зависимости от температуры и давления, парафины могут быть в газообразном, жидком или твердом состоянии. При нормальных физических условиях (P атм =0,1013 МПа и Т=273 К), метан (СН 4 ), этан (С 2 Н 6 ), пропан (С 3 Н 8 ), изобутан (i-С 4 Н 10 ), нормальный бутан (n-C 4 Н 10 ) – газы, начиная с изопентана (i-С 5 Н 12 ) и до тетрадекана (С 14 Н 30 ) – жидкости, последующие находятся в твердом состоянии. ТюмГНГУ Саранча А.В.

166 Агрегатные состояния парафинов ТюмГНГУ Саранча А.В. Линия ВС кр – граница жидкого и парообразного состояния или ее еще называют кривой давления насыщенного пара, заканчивается в критической точке С кр, которая соответствует критической температуре и давлению, где различия между жидкостью и газом исчезают, поскольку свойства обеих фаз становятся идентичными. Пунктирная линия соответствует критической температуре, при больших значениях температуры вещество будет только в газообразном состоянии и никаким повышением давления оно не превратится в жидкость. Штрихпунктирная линия соответствует критическому давлению, выше которого для однокомпонентного флюида, одновременное существование двухфазного состояния невозможно. АВ – граница твердого состояния и пара (линия сублимации). ВD – граница твердого и жидкого состояния (линия плавления). Точка В – тройная точка.

167 ТюмГНГУ Саранча А.В. Агрегатные состояния парафинов Для лучшего понимания фазовых переходов рассмотрим следующий эксперимент. Если над индивидуальным углеводородным компонентом находящемся в точке П, (парообразное состояние), повышать давление при постоянной температуре до точки Ж 1, то при достижении давления в точке В 1 (равного упругости насыщенного пара) этот компонент, конденсируется и переходит в жидкое состояние. Процесс перехода из парообразного состояние в жидкое, называется конденсацией.

168 ТюмГНГУ Саранча А.В. Агрегатные состояния парафинов Далее при постоянном давлении, повышение температуры от точки Ж 1 до точки Г 1, приводит к тому, что компонент, переходит в точке В 2 обратно в парообразное состояние (испаряется). Точка В 3 соответствует критической температуре данного вещества. Область под кривой АС кр, называют парообразным состоянием потому, что из этого состояния при постоянной температуре, путем повышения давления можно перевести вещество в жидкое состояние, а из газообразного состояния нельзя.

169 ТюмГНГУ Саранча А.В. Агрегатные состояния парафинов Повышение давления при постоянной температуре от точек Г 1 до Г 2 не приводит ни к каким переводным процессам. Понижение температуры от точек Г 2 до Ж 2, при постоянстве давления приводит к тому, что в точке В 4 вещество непрерывно переходит в жидкое состояние, минуя двухфазное состояние.

170 ТюмГНГУ Саранча А.В. Агрегатные состояния парафинов Рассмотрим другой процесс, когда над веществом находящимся в точке Т (твердое состояние), повышать температуру при постоянном давлении (допустим что, это давление будет равно атмосферному) до точки П (парообразное состояние), то в точке Т 1, начнется процесс плавления, то есть переход из твердого состояния в жидкое, а в точке П 1, процесс кипения (испарения), то есть переход из жидкого состояния в парообразное. Температура в точке Т 1, будет называться температурой плавления данного вещества при атмосферном давлении. Температура в точке П 1, будет называться температурой кипения данного вещества при атмосферном давлении.

171 ТюмГНГУ Саранча А.В. Агрегатные состояния парафинов Температуры плавления и кипения алканов Вещество ФормулаТемпература плавления t пл, ºС при 0,1013 МПа Температура кипения t кип, ºС при 0,1013 МПа Агрегатное состояние при (н.у.) Р атм =0,1МПа и t = 0 ºС 1МетанСН ,5-161,5 Газы 2ЭтанС2Н6С2Н6 -182,8-88,6 3ПропанС3Н8С3Н8 -187,7-42,1 4n-Бутанn-С 4 Н ,4-0,5 5Изобутанi-С 4 Н ,6-11,8 6n-Пентанn-С 5 Н ,736,1 Жидкости 7Изопентанi-С 5 Н ,927,4 8Неопентанneo-С 5 Н ,59,5 9n-Гексанn-С 6 Н ,368,7 10n-Гептанn-С 7 Н ,698,4 11n-Октанn-С 8 Н ,8125,7 12n-Нонанn-С 9 Н ,5150,8 13n-Деканn-С 10 Н ,6174,1 14n-Ундеканn-С 11 Н ,6195,9 15n-Додеканn-С 12 Н 26 -9,7216,3 16n-Тридеканn-С 13 Н 28 -6,0235,4

СОСТАВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ЧИСТО ГАЗОВЫХ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТюмГНГУ Саранча А.В. 172

173 ТюмГНГУ Саранча А.В. Состав пластовых флюидов чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений Месторож- дениетиптип флюида Молекул- лярная масса Состав газа, % объемные CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ высш ие СО 2 N2N2 Медвежье (Россия) газовоесухой газ 16,2798,560,170,010,02 0,221,0 Новопорто- вское (Россия) газовоежирный газ 18,6088,16,62,20,940,520,41,5 Юбилейное (Россия) газоконден- сатное конденсат сухого газа 21,9179,479,064,431,644,380,540,48 Надымское (Россия) газоконден- сатное конденсат жирного газа 26,3268,4510,995,661,6510,720,881,66 Ромашкинское (Россия) нефтяноелетучая нефть 32,2738,819,117,886,81,58 Рэли (США)нефтяноенефть с высокой степенью усадки 76,045,217,094,614,535,161,190,51 Месторожде- ние Западного Техаса (США) нефтяноетяжелая нефть 108,915,9310,4710,699,4153,690,010,13 Каннерли (Калифорния США) нефтяноебитуминозная нефть 268,622,621,690,810,8973,9900

174 ТюмГНГУ Саранча А.В. Фазовая диаграмма давление-температура для многокомпонентных смесей

175 ТюмГНГУ Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для сухого газа Месторож- дениетиптип флюида Молекул- лярная масса Состав газа, % объемные CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ высш ие СО 2 N2N2 Медвежье (Россия) газовоесухой газ 16,2798,560,170,010,02 0,221,0 В случае сухого газа, смесь легких углеводородов находится в пластовых условиях полностью в газовой фазе, и снижение давление по мере выработки коллектора, а также снижение температуры при подъеме газа в скважине и дальнейшему пути по газосборочным шлейфам, не приводит к образованию жидких углеводородов (теоретический случай).

176 ТюмГНГУ Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для сухого газа Флюиды газовых коллекторов относятся к группе «Влажный газ», потому как всегда содержат в своем составе воду находящуюся в парообразном состоянии при пластовом давлении и температуре, но переходящих в капельное жидкое состояние при снижении температуры. Месторож- дениетиптип флюида Молекул- лярная масса Состав газа, % объемные CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ высш ие СО 2 N2N2 Медвежье (Россия) газовоесухой газ 16,2798,560,170,010,02 0,221,0

177 ТюмГНГУ Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для жирного газа Для жирного газа в условиях сепаратора будет происходить конденсация содержащихся в его составе конденсатных С 5 H 12+ и жирных С 4 - С 2 газовых фракций. Месторож- дениетиптип флюида Молекул- лярная масса Состав газа, % объемные CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ высш ие СО 2 N2N2 Новопорто- вское (Россия) газовоежирный газ 18,6088,16,62,20,940,520,41,5

178 ТюмГНГУ Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для газоконденсата Газоконденсатная или ретроградная система представляет собой случай, когда температура пластовой смеси находится между критической температурой и точкой крикондетермы (точка максимальной температуры сосуществования жидкой и газовой фаз). Месторож- дениетиптип флюида Молекул- лярная масса Состав газа, % объемные CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ высш ие СО 2 N2N2 Юбилейное (Россия) газоконден- сатное конденсат сухого газа 21,9179,479,064,431,644,380,540,48 Точка крикондетермы

179 ТюмГНГУ Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для газоконденсата После снижения давления до линии точек конденсации (росы), начинается рост доли жидкой фазы, т.е. происходит конденсация тяжелых углеводородных компонентов находящихся в составе газоконденсатной смеси при снижении давления. Такое явление – конденсации пара при снижении давления называется ретроградной конденсацией. На рисунке справа видно, что для однокомпонентных флюидов конденсация может происходить только при повышении давления. Месторож- дениетиптип флюида Молекул- лярная масса Состав газа, % объемные CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ высш ие СО 2 N2N2 Юбилейное (Россия) газоконден- сатное конденсат сухого газа 21,9179,479,064,431,644,380,540,48 Точка крикондетермы

180 ТюмГНГУ Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для летучей нефти После снижения давления до линии точек кипения (испарения), начинается рост доли газообразной фазы, т.е. происходит испарение легких углеводородных компонентов (в первую очередь метана) находящихся в составе жидкой (нефтяной) смеси при снижении давления. Точка по давлению, где начинается процесс испарения, называется давлением насыщения. Месторож- дениетиптип флюида Молекул- лярная масса Состав газа, % объемные CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ высш ие СО 2 N2N2 Ромашкинское (Россия) нефтяноелетучая нефть 32,2738,819,117,886,81,58 Точка крикондетермы Точка крикондебары

181 ТюмГНГУ Саранча А.В. Вид фазовых диаграмм приведенных к реальным давлениям и температурам

МОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССА ГАЗОВОЙ СМЕСИ ТюмГНГУ Саранча А.В. 182

183 ТюмГНГУ Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси Одним из основных показателей, определяющих тип пластового флюида, является его молекулярная масса, она напрямую связана с его физическими свойствами, и по ней можно охарактеризовать состав природного газа, чем она больше, тем выше в нем концентрация углеводородов с большими молекулярными массами. В таблице приведены диапазоны молекулярных масс классифицирующих углеводородные пластовые флюиды как сухие и жирные газы, газоконденсаты сухого и жирного газа, летучие нефти, нефти с высокой степенью усадки, нелетучие нефти и тяжелые нефти. показатели Жирный и сухой газ Газокон- денсаты Сухого Газа Конденса- ты жирного газа Летучие нефти Нефть с высокой степенью усадки Нелетучая нефть Тяжелая Нефть и гудроны Молекуляр- ная масса не более более 150 Цветбесцвет- ный от жел- товатого до проз- рачного от оран- жевого до желто- го от зеле- новато- го до оран- жевого от корич- неватого до светло- зеленого от корич- невого до темно-зе- леновато- го черный Доля С Более 50

184 ТюмГНГУ Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси Месторождение типтип флюида Молекул- лярная масса Состав газа, % объемные CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ высшие СО 2 N2N2 Медвежье (Россия) газовоесухой газ 16,2798,560,170,010,02 0,221,0 Новопортовское (Россия) газовоежирный газ 18,6088,16,62,20,940,520,41,5 Юбилейное (Россия) газоконден- сатное конденсат сухого газа к Сухого 21,9179,479,064,431,644,380,540,48 Надымское (Россия) газоконден- сатное конденсат жирного газа 26,3268,4510,995,661,6510,720,881,66 Ромашкинское (Россия) нефтяноелетучая нефть 32,2738,819,117,886,81,58 Рэли (США)нефтяноенефть с высокой степенью усадки 76,045,217,094,614,535,161,190,51 Месторождение Западного Техаса (США) нефтяноетяжелая нефть 108,915,9310,4710,699,4153,690,010,13 Каннерли (Калифорния США) нефтяноебитуминозная нефть 268,622,621,690,810,8973,9900 В таблице приведены значения молекулярной массы смеси углеводородов и составы пластовых флюидов некоторых чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений

185 ТюмГНГУ Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси Метан ЭтанПропан БутанПентан ГексанГептан Химическая формулаСН 4 С2Н6С2Н6 С3Н8С3Н8 С 4 Н 10 С 5 Н 12 С 6 Н 14 С 7 Н 16 Молекулярная масса 16,04330,07044,09758,12472,15186,178100,20 Молекулярная масса алканов Молекулярные массы неуглеводородных компонентов Углекислый газ Азот СероводородВодяной пар Химическая формулаСО 2 N2N2 H2SH2SH2OH2O Молекулярная масса 44,01028,01334,08218,015 Если известен молярный состав смеси в процентах, то среднюю молекулярную массу можно определить по формуле: где у 1, y 2, …, у n – молярные (объемные) доли компонентов, %; М 1, М 2, …, М n – молекулярные массы компонентов. (2.2)

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 2.1 ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Упражнение 2.1. Определить молекулярную массу смеси газовых месторождений, представленных в таблице. 186 Месторождение Продуктивный горизонт Состав газа, % объемные СН 4 С2Н6С2Н6 С3Н8С3Н8 С 4 Н 10 С 5 Н 12+ СО 2 N2N2 1БерезовскоеП(юрский)94,610,950,160,031,043,20 2Бованенковское Сеноманский 96,441,440,170,140,060,181,61 3НурминскоеТП ,401,720,620,110,070,994,09 4Губкинское Сеноманский 96,950,470,070,531,98 5Заполярное Сеноманский 98,800,070,010,0040,010,130,976 6Комсомольское Сеноманский 96,370,220,030,010,492,88 7Ямсовейское Сеноманский 95,00,080,0060,010,34,6 8Тазовское Сеноманский 98,680,060,0030,010,390,86 9Ямбургское Сеноманский 98,20,040,0060,0010,10,31,353 10Уренгойское Сеноманский 99,050,060,01––0,080,80

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 2.1 Пример расчета. Определить молекулярную массу смеси на Медвежьем месторождении. Объемные составы в процентах и молекулярные массы компонентов представлены в таблицах на 139 и 141 слайде. 187 Компонентный состав газовой смеси Сеноманского продуктивного горизонта Медвежьего месторождения Месторождение Продуктивный горизонт Состав газа, % объемные СН 4 С2Н6С2Н6 С3Н8С3Н8 С 4 Н 10 С 5 Н 12+ СО 2 N2N2 Медвежье Сеноманский 98,560,170,010,02 0,221 Решение. Для определения молекулярной массы смеси используем формулу (2.2):

188 ТюмГНГУ Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси Газовые смеси можно охарактеризовать не только молярными, но и массовыми концентрациями компонентов. Молярный и объемный составы газовых смесей примерно совпадают друг с другом, так как объемы 1 кмоля идеальных газов при одинаковых нормальных физических условиях (P=0,1013 МПа и Т=273 К) по закону Авогадро составляют 22,41 м 3. Более точные значения молярных объемов алканов и неуглеводородных компонентов входящих в состав природных газов представлены в таблицах ниже. Молекулярный объем алканов Метан ЭтанПропан БутанПентан ГексанГептан Химическая формулаСН 4 С2Н6С2Н6 С3Н8С3Н8 С 4 Н 10 С 5 Н 12 С 6 Н 14 С 7 Н 16 Молекулярный объем 1 кмоля, м 3 22,3622,1921,94121,45520,57619,94419,029 Молекулярный объем неуглеводородных компонентов Углекис- лый газ Азот СероводородВодяной пар Химическая формулаСО 2 N2N2 H2SH2SH2OH2O Молекулярный объем 1 кмоля, м 3 22,26422,40322,19020,845

УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ТюмГНГУ Саранча А.В. 189

190 ТюмГНГУ Саранча А.В. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ Для определения многих физических свойств природных газов используют уравнение состояния – аналитическую зависимость между основными параметрами состояния газа (объем, давление и температура). Уравнением состояния идеальных газов называют уравнение Менделеева-Клапейрона или Клапейрона-Менделеева, которое впервые было получено Клапейроном, однако более удобный, усовершенствованный вид ему придал Менделеев, записав его в следующем виде: где Р – абсолютное давление, Па; V – объем занимающий газом, м 3 ; n – число киломолей газа; m – масса вещества; М – молекулярная масса; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная, 8314,3 Дж/(кмольК). (2.8)

191 ТюмГНГУ Саранча А.В. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ Универсальная газовая постоянная – это работа расширения одного моля газа при нагревании на один градус при постоянном давлении. В системе СИ измеряется Дж/(моль·К) и равняется 8,3143, однако в формуле выше используется значение 8314,3, так как n измеряется в киломолях а не в молях. (2.8)

192 ТюмГНГУ Саранча А.В. УРАВНЕНИЕ СОСТОЯНИЯ Уравнение Менделеева-Клайперона широко используется для решения многих практических задач, но для описания поведения природных газов во время добычи, переработки и транспортировки, при давлениях, намного выше атмосферного, в данное уравнение вводится коэффициент сверхсжимаемости газа, который учитывает отклонение реального газа от законов идеального: (2.9) (2.8)

КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ТюмГНГУ Саранча А.В. 193

194 ТюмГНГУ Саранча А.В. КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗА Критической называется такая температура, выше которой, при любом давлении, газ не может быть переведен в жидкое состояние. Критической называется такая температура, выше которой, при любом давлении, газ не может быть переведен в жидкое состояние. Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Компонент Формула Критическая температура Критическое давление Р кр, МПа Т кр, Кt кр, ºС МетанСН 4 190,5-82,654,60 ЭтанС2Н6С2Н6 305,832,654,88 ПропанС3Н8С3Н8 369,896,654,25 n-Бутанn-С 4 Н ,1151,953,78 i-Бутанi-С 4 Н ,1134,953,65 n-Пентанn-С 5 Н ,7196,553,36 Углекислый газСО 2 304,2 31,05 7,39 АзотN2N2 126,2 -146,95 3,39 СероводородН2SН2S373,2 100,05 8,94 Водяной парН2ОН2О647,1373,9522,06

195 ТюмГНГУ Саранча А.В. КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗА При известном составе газа, в котором содержание метана более 95 % критические параметры газовой смеси можно определить по правилу аддитивности: [K] [МПа] где у 1, y 2, …, у n – молярные (объемные) доли компонентов, %; Т крi и Р крi - критические температура и давление i – х компонентов смеси, К и МПа. (2.10) (2.11)

196 ТюмГНГУ Саранча А.В. КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗА Приведенные параметры газа. Приведенными параметрами называют безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, температура, плотность, удельный объем) больше или меньше критических: (2.12)

197 ТюмГНГУ Саранча А.В. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА СВЕРХСЖИМАЕМОСТИ ПО ДВУМ ПАРАМЕТРАМ Методика определения коэффициента сверхсжимаемости газа по двум параметрам, является наиболее простой, и заключается в графическом определении Z по двум приведенным параметрам Р пр.см и Т пр.см. Эту методику можно использовать, когда природные газы содержат не более 2 % мольных высококипящих углеводородов С 5+. Порядок определения Z следующий: 1) Находят критические параметры газовой смеси (Р кр и Т кр ); 2) Рассчитывают приведенные параметры газовой смеси (Р пр.см и Т пр.см ); 3) По графику Стендинга-Катца представленному на рисунке справа определяют для рассчитанных Р пр.см и Т пр.см коэффициент сверсжимаемости газа Z. Приведенное давление

КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА ТюмГНГУ Саранча А.В. 198

199 ТюмГНГУ Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА В практике разработки месторождений используется уравнение состояния реальных газов для определения соотношений между объемами углеводородов в пластовых и поверхностных условиях. Для реального газа это соотношение выражается через коэффициент расширения газа Е или объемный коэффициент газа В г. Эти коэффициенты между собой связаны следующим соотношением:

200 ТюмГНГУ Саранча А.В. Коэффициент расширения газа Е – это безразмерный параметр, показывающий во сколько раз объем газа при стандартных условиях V cт (Р атм = Па и Т ст =293 К) больше объема, который занимает этот газ в пластовых условиях V пл. Используя уравнение состояния реального газа, для стандартных условий (Р атм = Па, Т ст =293 К, Z cт =1), коэффициент расширения газа Е можно представить следующим образом: (2.14) КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА

201 ТюмГНГУ Саранча А.В. Коэффициент расширения и объемный коэффициент газа используется при подсчете запасов газовых месторождений приведенных к поверхностным стандартным условиям. Для этого используется следующее уравнение: Е н.д – коэффициент расширения газа при начальном давлении и температуре на приведенной глубине залежи, которая соответствует горизонтальному сечению пласта, делящему массу газа, содержащемуся в этом пласте, пополам; Е н.д – коэффициент расширения газа при начальном давлении и температуре на приведенной глубине залежи, которая соответствует горизонтальному сечению пласта, делящему массу газа, содержащемуся в этом пласте, пополам; V г.з.г – запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям на поверхности Земли, м 3 ; V г.з.г – запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям на поверхности Земли, м 3 ; V г.ч.з – объем газонасыщенной части залежи, м 3 ; V г.ч.з – объем газонасыщенной части залежи, м 3 ; m от – коэффициент открытой пористости, доли единиц; m от – коэффициент открытой пористости, доли единиц; S в – коэффициент остаточной водонасыщенности, доли единиц S в – коэффициент остаточной водонасыщенности, доли единиц (2.15) КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 2.3 ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно необходимо решить задачу по первому варианту. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Упражнение 2.3. Подсчитайте запасы газового месторождения. Исходные данные в таблице ниже. Пример решения задачи представлен на следующем слайде. 202 Вари ант Месторождение Компонентный состав газа, % объемныеР пл, МПа Т пл, К V г.ч.з, м 3 m от, % Sв,%Sв,% CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ СО 2 N2N2 1Березовское 95,11,10,30,070,030, Комсомольское 96,370,220,030,0100,492,8812,3 309, Тазовское 98,680,060,0030,0100,390,8610,4 304, Верхнекондинское 94,41,20,350,20,0112,8413,5 313, Горное 96,391,360,840,390,250,560,2112,4 310, Геофизическое 89,755,031,390,382,780,420,2511,7 308, Заполярное (сеноман)98,80,070,010,0040,010,130,97613,4313, Бованенковское (сеноман) 96,441,440,170,140,060,181,6112,6310, Уренгойское (сеноман) 99,050,060,01000,080,812,8311, Ямбургское (сеноман) 98,20,040,0060,0010,10,31,35312,3309,

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 2.3 Пример расчета. Оценить запасы Медвежьего газового месторождения, при пластовом давлении 13 МПа и пластовой температуре 313 К на приведенной глубине. Объем газонасыщенной части залежи равен м 3, коэффициент открытой пористости m от = 16 %, коэффициент остаточной водонасыщенности S в = 10 %. Решение. Определяем коэффициент свехсжимаемости Z графически из рисунка справа по двум приведенным параметрам, которые при пластовых давлении 13 МПа и температуре 313 К, составили Р пр.см =2,83 и Т пр.см =1,36. Z=0,671. Далее по формуле 2.14 определяем коэффициент расширения газа: 203 Z=0,671 Т пр.см =1,36 Р пр.см =2,83 Приведенное давление Определяем объем запасов Медвежьего газового месторождения приведенных к стандартным условиям по формуле 2.15

204 ТюмГНГУ Саранча А.В. Компонент Формула Критическая температура Критическое давление Р кр, МПа Т кр, Кt кр, ºС МетанСН 4 190,5 -82,65 4,60 ЭтанС2Н6С2Н6 305,8 32,65 4,88 ПропанС3Н8С3Н8 369,8 96,65 4,25 n-Бутанn-С 4 Н ,1 151,95 3,78 i-Бутанi-С 4 Н ,1 134,95 3,65 n-Пентанn-С 5 Н ,7 196,55 3,36 Углекислый газСО 2 304,2 31,05 7,39 АзотN2N2 126,2-146,953,39 СероводородН2SН2S373,2100,058,94 Водяной парН2ОН2О647,1 373,95 22,06 НЕОБХОДИМОЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 2.3 Приведенное давление

ПЛОТНОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА ТюмГНГУ Саранча А.В. 205

206 ТюмГНГУ Саранча А.В. ПЛОТНОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА где ρ см(Р,Т) – плотность газовой смеси, кг/м 3 ; М см – молекулярная масса газовой смеси, определяется по формуле Z – коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении P, Па и температуре Т, К; R – универсальная газовая постоянная, 8314,3 Дж/(кмольК). Используя уравнение состояния реального газа, можно рассчитать плотность и относительную плотность природного газа по воздуху. (2.16)

207 ТюмГНГУ Саранча А.В. ПЛОТНОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА где ρ см – плотность газовой смеси при нормальных физических условиях (Р=0, МПа и Т=273 К), определяется по правилу аддитивности: где ρ i – плотность i – го компонента при нормальных физических условиях, входящего в состав природного газа. (2.18) Также плотность можно определить, используя следующее уравнение (2.17)

208 ТюмГНГУ Саранча А.В. ПЛОТНОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА Плотность индивидуальных компонентов при нормальных физических условиях нормальные физические условия (P=0,1013 МПа и Т=273 К или 0 ºС) Стандартные условия (P=0,1013 МПа и Т=293 К или 20 ºС) Для идеальных газов, молекулярный объем 1 кмоля которых при нормальных физических условиях по закону Авогадро составляет 22,41 м 3, плотность определяется по формуле: (2.19)

209 ТюмГНГУ Саранча А.В. ПЛОТНОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА Относительная плотность природного газа В практике часто пользуются понятием относительной плотности по воздуху при нормальных физических условиях, которая представляет собой отношение плотности данного газа ρ см к плотности воздуха ρ в (1,293 кг/м 3 ). (2.22)

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 2.4 ВНИМАНИЕ! Для студентов обучающихся дистанционно. Работу нужно оформить в Microsoft Word и отправить на проверку по электронному адресу Поштучно работы на проверку не отправлять, поэтому необходимо решить и оформить все задачи данного курса (в сумме их 17) и отослать их Упражнение 2.4. Рассчитать плотность индивидуальных компонентов входящих в состав природного газа (формула 2.19), представленных в таблице, а также их относительную плотность (формула 2.22), полученные данные занести в нижнюю таблицу. 210 Компонент ФормулаМоле- куля- рная масса Плотность компонентов при норм. физ. условиях, кг/м 3 Относи- тельная плотность МетанСН 4 16,043 ЭтанС2Н6С2Н6 30,070 ПропанС3Н8С3Н8 44,097 n-Бутанn-С 4 Н 10 58,123 i-Бутанi-С 4 Н 10 58,123 n-Пентанn-С 5 Н 12 72,150 Углекислый газСО 2 44,010 АзотN2N2 28,013 СероводородН2SН2S34,082 Водяной парН2ОН2О18,015

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 2.5 Упражнение 2.5. Рассчитать для газовой смеси вашего месторождения. а) плотность при нормальных физических условиях; б) относительную плотность; в) плотность газовой смеси при давлениях 2, 4, 6, 8, 10 и 12 МПа и при неизменной температуре 313 К (использовать формулу 2.16 или 2.17). Полученные значения нанести на график зависимости плотности от давления. Обратите внимание, что происходит с плотностью при понижении давления; г) плотность газовой смеси при температурах 313, 308, 305, 298, 293 К и при неизменном давлении 12 МПа (использовать формулу 2.16 или 2.17). Полученные значения нанести на график зависимости плотности от температуры. Обратите внимание, что происходит с плотностью при понижении температуры. 211 Вари ант Месторождение Компонентный состав газа, % объемныеР пл, МПа Т пл, К CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ СО 2 N2N2 1Березовское 95,11,10,30,070,030, Комсомольское 96,370,220,030,0100,492,8812,3 309,9 3Тазовское 98,680,060,0030,0100,390,8610,4 304,2 4Верхнекондинское 94,41,20,350,20,0112,8413,5 313,5 5Горное 96,391,360,840,390,250,560,2112,4 310,2 6Геофизическое 89,755,031,390,382,780,420,2511,7 308,1 7Заполярное (сеноман) 98,80,070,010,0040,010,130,97613,4313,2 8Бованенковское (сеноман) 96,441,440,170,140,060,181,6112,6310,8 9Уренгойское (сеноман) 99,050,060,01000,080,812,8311,4 10Ямбургское (сеноман) 98,20,040,0060,0010,10,31,35312,3309,9

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 2.5 Пример расчета. Для газовой смеси Медвежьего месторождения: а) плотность газовой смеси при нормальных физических условиях определяется по формуле (2.18): 212 б) относительная плотность газовой смеси определяется по формуле (2.22): в) влияние понижения давления на плотность газовой смеси при постоянной температуре. Определяем плотность газовой смеси при постоянной температуре 372 К для следующих значений давлений 2, 4, 6, 8, 10 и 12 МПа по формуле (2.17). Р кр =4,59; Т кр =230,23; Z (2,372) = 0,98 – коэффициент сверсжимаемости газа при давлении 2 МПа и температуре 372 К; Z (4,372) = 0,935; Z (6,372) = 0,9; Z (8,372) = 0,875; Z (10,372) = 0,855; Z (12,372) = 0,8365. При снижении давления плотность газа уменьшается, при этом также стоит отметить, что если плотность газовой смеси при атмосферном давлении равна 0,73 кг/м 3, то при пластовом давлении равном 15 МПа, плотность составит 100 кг/м 3, что в 137 раз больше.

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 2.5 г) влияние понижения температуры на плотность газовой смеси при постоянном давлении. Определяем плотность газовой смеси при постоянном давлении 12 МПа для следующих значений температур 372, 362, 352, 342 и 332 К по формуле (2.17). Р кр =4,59; Т кр =230,23; Z (12,372) = 0,836 – коэффициент сверсжимаемости газа при давлении 12 МПа и температуре 372 К; Z (12,362) = 0,812; Z (12,352) = 0,788; Z (12,342) = 0,764; Z (12,332) = 0, При снижении температуры плотность газа увеличивается.

214 ТюмГНГУ Саранча А.В. Компонент Формула Критическая температура Критическое давление Р кр, МПа Т кр, Кt кр, ºС МетанСН 4 190,5 -82,65 4,60 ЭтанС2Н6С2Н6 305,8 32,65 4,88 ПропанС3Н8С3Н8 369,8 96,65 4,25 n-Бутанn-С 4 Н ,1 151,95 3,78 i-Бутанi-С 4 Н ,1 134,95 3,65 n-Пентанn-С 5 Н ,7 196,55 3,36 Углекислый газСО 2 304,2 31,05 7,39 АзотN2N2 126,2-146,953,39 СероводородН2SН2S373,2100,058,94 Водяной парН2ОН2О647,1 373,95 22,06 НЕОБХОДИМОЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 2.5 Приведенное давление

Содержание курса 1. Основные понятия, термины и сокращения 2. Оценка запасов нефтяных месторождений 3. Классификации запасов нефти и газа 4. Проектные документы на разработку нефтяных и газовых месторождений 5. Характеристика месторождений (залежей) по фазовому состоянию 6. Распределение пластового давления по глубине залежи, не затронутой разработкой 7. Характер распределения температуры по глубине 8. Расчет коэффициента извлечения нефти при первичной разработке залежи 9. Основные свойства нефти 10. Производительность нефтяных скважин 11. Оценка коэффициента продуктивности нефтяных скважин 12. Характеристика притока двухфазного флюида по методу Вогеля 13. ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 14. Объект разработки и их выделение 15. Системы разработки (заводнения) нефтяных месторождений 16. Периоды разработки нефтяных месторождений 17. Основные свойства природного газа 18. КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА (КИГ) 19. Периоды разработки ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ месторождений 20. ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТюмГНГУ Саранча А.В.

КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА (КИГ) ТюмГНГУ Саранча А.В.

217 ТюмГНГУ Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА Коэффициент извлечения газа (КИГ) – это показатель газоотдачи месторождения, выражающийся числом от нуля до единицы и характеризующий часть объема газа в залежи, приведенного к поверхностным условиям, который может быть извлечен на поверхность: где V гзг – геологические запасы газа, находящиеся в недрах Земли, приведенные к поверхностным условиям; V изг – объем извлекаемых запасов газа.

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПЕРИОДЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТюмГНГУ Саранча А.В.

219 ТюмГНГУ Саранча А.В. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют три периода - нарастающей, постоянной и падающей добычи. 1 – период нарастающей добычи (данный период характеризуется разбуреванием месторождения, обустройством промысла и выводом месторождения на постоянную добычу, продолжительность от 1 до 7 лет);

220 ТюмГНГУ Саранча А.В. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи. 2 – период постоянной добычи (данный период продолжаются до экономической нецелесообразности добуревания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения, порядка 60 % запасов и более);

221 ТюмГНГУ Саранча А.В. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи. 3 – период падающей добычи ( характеризуется постепенным снижением уровня годовой добычи, неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин или его сокращением вследствие обводенения при водонапорном режиме залежи).

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 2.7 Упражнение Подсчитать начальные запасы газовой залежи, если известно, что плотность пластовой воды 1020 кг/м 3, величина отклонения от нормального гидростатического давления на уровне ГВК, составляет Па. 2. Рассчитать в течение, какого периода будет поддерживаться устойчивый уровень добычи, если известно, что водоносная область невелика, и можно применить уравнение материального баланса для залежи, работающей в условиях газового режима. Также есть условия, что в первые два года разработки месторождения, отбор должен увеличиться от нуля до q t2. Известно минимальное пластовое давление Р кон необходимое для доставки требуемого количества газа к пункту сбора. 3. После того как поддерживать устойчивый уровень добычи станет невозможным, расход газа будет уменьшаться экспоненциально, на 20 % каждый год, до уровня минимальной суточной добычи q кон, при котором разработка данного месторождения становится нерентабельной и будет закончена. Рассчитать накопленную добычу на момент прекращения разработки, конечный коэффициент извлечения газа, и какова будет продолжительность всего периода разработки залежи. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧИ БУДУТ ПРЕДСТАВЛЕННЫ НА СЛЕДУЮЩЕМ СЛАЙДЕ 222

ТюмГНГУ Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 2.7 Примечание: h гвк – глубина уровня ГВК; Г г – геотермический градиент; t ср.п – среднегодовая температура на поверхности; h пр – приведенная глубина залежи; V г.ч.з – объем газонасыщенной части залежи; m от – коэффициент открытой пористости; S в – насыщенность остаточной водой; Р – минимальное пластовое давление необходимое для доставки требуемого количества газа к пункту сбора; q t2 - суточный отбор по месторождению в период устойчивого уровня добычи (т.е. в период времени t 2 ); q кон – уровень минимальной суточной добычи, при котором разработка данного месторождения становится нерентабельной и будет закончена 223 Вари- ант h гвк, мГ г, ºС t ср.п, ºС Компонентный состав газа, % объемные h пр, м V г.ч.з, м 3 m от, д.е. S в, д.е. Р кон, МП а q кон, м 3 /сут q t2, м 3 /сут CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ СО 2 N2N ,41,20,350,20,0112, ,160,106, ,8-696,391,360,840,390,250,560, ,180, ,9-389,755,031,390,382,780,420, ,20 6, ,8098,80,070,010,0040,010,130, ,170, ,9296,441,440,170,140,060,181, ,190,167, ,7-499,050,060,01000,080, ,210,147, ,8-998,20,040,0060,0010,10,31, ,220,196, ,9195,11,10,30,070,030, ,170,137, ,7-496,370,220,030,0100,492, ,160,176, ,680,060,0030,0100,390, ,180, ПРИМЕР РЕШЕНИЯ СМОТРИТЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ Расчет начальных запасов газа в залежи. Для того чтобы определить начальные запасы газа в залежи, нужно прежде всего рассчитать начальное давление и температуру на приведенной глубине залежи, которая представляет собой горизонтальное сечение пласта, делящее массу газа, содержащегося в этом пласте пополам. Именно давление соответствующее данной глубине, необходимо использовать в уравнениях материального баланса, поскольку это уровень, выше и ниже которого находятся равные количества газа. Допустим, что нам известна приведенная глубина залежи h пр = 1275 м; глубина уровня ГВК h гвк = 1310 м; плотность пластовой воды ρ п.в = 1020 кг/м 3 ; величина гидростатического давления на уровне ГВК аномальна и отличается на постоянное значение С = ; объем газонасыщенной части залежи V г.ч.з = м 3 ; коэффициент открытой пористости m от = 0,18; насыщенность остаточной водой S в = 0, ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ 1.1. Давление на уровне ГВК равно 1.2. Температура на уровне ГВК, при геотермическом градиенте Г г = 3 °С, среднегодовой температуре на поверхности t ср.п = -2 ºС (271 К), равна

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 2.7 Теперь необходимо рассчитать давление газа на приведенной глубине залежи, но для этого нужно знать плотность газа при пластовом давлении и температуре на этой глубине, а для этого прежде необходимо определить плотность газа при нормальных физических условиях, относительную плотность, критические и приведенные параметры и коэффициент сверхсжимаемости газа для следующего компонентного состава газа: 225 ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ CH 4 С2Н6С2Н6 C3H8C3H8 С 4 Н 10 С 5 H 12+ СО 2 N2N2 Компонентный состав газа, % объемные 95,11,10,30,070,030,43 Плотность реального газа, кг/м 3 0,7171,3552,0092,7093,5061,9771,25 Критическое давление, МПа 4,604,884,253,783,367,393,39 Критическая температура, К190,5305,8369,8425,1469,7304,2126, Плотность газовой смеси при нормальных физических условиях 1.4. Относительная плотность газовой смеси

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ 1.5. Критическое давление газовой смеси 1.6. Критическая температура газовой смеси 1.7. Приведенные параметры (давление и температура) 1.8. Коэффициент сверхсжимаемости газа по графику Стендинга-Катца представленному на слайде 168, равен Z = 0,83.

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ 1.9. Плотность газа на уровне ГВК Давление газа на приведенной глубине залежи Температура на приведенной глубине Приведенные параметры (давление и температура) на приведенной глубине. Приведенные параметры на приведенной глубине те же, поэтому коэффициент сверхсжимаемости газа будет иметь тоже значение Z=0,83.

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ Коэффициент расширения газа на приведенной глубине Начальные запасы газа в залежи

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ 2. Расчет устойчивого периода добычи. Весь период разработки можно разделить на три стадии – освоение месторождения, устойчивый уровень добычи и снижение добычи. Прежде всего, нужно рассчитать накопленную добычу Q 1 + Q 2 за период времени t 1 и t 2, на момент снижения пластового давления до 4 МПа, когда поддерживать устойчивый уровень добычи станет невозможно.

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ Накопленная добыча Q 1 за два года освоения, приблизительно составит: Для давления Р кон = 4 МПа и коэффициента сверсжимаемости Z = 0,93, по уравнению материального баланса для залежи (1.58), работающей в условиях газового режима, суммарная накопленная добыча за период освоения и устойчивого уровня добычи (Q 1 + Q 2 ), на момент окончания времени t 2, составит где q ср = q t2 /2, среднесуточный отбор за два года освоения месторождения (в период времени t 1 ), а q t2 = 153 млн.ст.м 3 /сут, суточный отбор в период устойчивого уровня добычи (в период времени t 2 ).

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ и период, в течение которого можно поддерживать этот уровень Таким образом, накопленная добыча в период устойчивого уровня добычи q t2, составит

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩИХ СЛАЙДАХ Накопленная добыча газа за период времени t 3, составит 3. Расчет накопленной добычи газа на момент прекращения разработки, конечного коэффициента извлечения газа и продолжительности всего периода разработки. В период экспоненциального снижения добычи можно в любой момент определить отбор по формуле где q t2 – отбор в момент начала третьего периода, когда t 3 = 0; b – экспоненциальный показатель ежегодного уменьшения отбора, равный 0,2 (20 %). Из условия задачи, известно разработка закончится, когда суточный добыча снизится до q кон =30 млн.м 3. Таким образом, продолжительность последней стадии разработки можно рассчитать из следующего уравнения

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ а конечный коэффициент извлечения газа (КИГ) равен Таким образом, общая накопленная добыча на момент прекращения разработки составит или 91 % от начальных запасов газа, которые будет отобраны за суммарный период t 1 +t 2 +t 3 = ,28 + 8,14 = 25,42 лет.

ТюмГНГУ Саранча А.В. ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТюмГНГУ Саранча А.В.

Накопленная добыча нефти - основной показатель, отражающий суммарное количество нефти, добытое с начала разработки месторождения, или объекта разработки по всем добывающим скважинам. В Российской практике измеряется в тыс.тонн. Годовая добыча нефти Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) – отношение накопленной добычи нефти к начальным извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Темп отбора от НИЗ – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах. Текущий КИН Накопленная добыча жидкости - суммарная добыча нефти и воды с начала разработки месторождения. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Обводненность по месторождению Средний накопленный отбор нефти приходящийся на одну скважину Средний накопленный отбор жидкости приходящийся на одну скважину

Фонд скважин общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Он подразделяется на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.

Разработка газоконденсатных залежей с нефтяной оторочкой Варианты разработки 1. Газоконденсатная зона разрабатывается на режиме истощения, разработка нефтяной оторочки отстает; 2. Газоконденсатная и нефтяная зоны разрабатываются совместно на истощение; 3. Нефтяная зона разрабатывается в первую очередь, а газоконденсатная до извлечения основных запасов нефти консервируется; 4. До извлечения основных запасов нефти давление в газоконденсатной зоне искусственно поддерживается на постоянном уровне; 5. Разработка нефтяной зоны осуществляется в сочетании с обратной закачкой газа в газоконденсатную зону; 6. Нефтяная и газоконденсатная зоны разрабатываются одновременно с применением нагнетания воды в залежь.

ТюмГНГУ Саранча А.В. 1. Лисовский Н.Н., Иванова М.М., Базив В.Ф., Малюгин В.М. Совершенствование разработки нефтяных месторождений в четвертой стадии // ВЕСТНИК ЦКР РОСНЕДРА. – – С Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудования и технологии добычи / Под ред. У. Лайонза и Г.Плизга – Пер. с англ. – СПб.: Профессия, – 952 с. 3. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009 – 570 с. 4. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», – 672 с. 5. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль за разработкой месторождений углеводородов. – М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика»; Институт компьютерных исследований, – 780 с. 6. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Удмурский госуниверситет, – 720 с. 7. Симкин Э.М., Кузнецов О.Л. Лекции по разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. – М.- Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, – 232 с. 8. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления: Пер. с англ. – М., Недра, – 398 с. – Пер. изд., Нидерланды Trube, Albert S.: Compressibility of Natural Gases, Trans., AIME (1957) 210, Craft, B.C. and Hawkins, M.F.,Jr., Applied Petroleum Reservoir Engineering. Prentice-Hall, Inc. New Jersey. 11.Agarwal, R.G., Al-Hussainy, R. and Ramey, H.J., Jr., The Importance of Water Influx in Gas Reservoirs. J.Pet.Tech., November: Trans. AIME. Литература ТюмГНГУ Саранча А.В.