Технологія разроботки родовища нафта і газу
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ДОНБАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Кафедра "Розробки родовищ корисних копалин"
Журнал контрольних робіт
по дісціспліне:
«Технологія разроботки родовища нафта і газу»
Варіант №2
Виконав:
ст. гр. ГІ-10-1
Войченко Г.О.
Перевірив:
доц. Склепович К.З.
Алчевськ – 2011
ЗМІСТ
Завдання контрольної роботи ………..……………...……..… 3
Завдання №1 …………………………..………………….. 3
Завдання №2 ………………………...……………….….. 6
Завдання №3 .……………………………….…………….. 9
Завдання №4 ……………………………………..……….. 11
Завдання №5 ………………..…………………………….. 15
Список рекомендованої літератури ………………..……..……... 18
Завдання № 1
ВИЗНАЧЕННЯ ЗАПАСІВ НАФТИ
Теоретичні положення.
Запаси – маса нафти і конденсату, або об’єм газу у виявлених, розвіданих і розроблюваних покладах на дату підрахунку, зведених до стандартних умов (0,1 мПа і 20оС). При визначенні запасів родовищ обов’язковому підрахунку і обліку підлягають не тільки запаси нафти, газу, конденсату, але і всі цінні компоненти, які містяться у них.
Запаси нафти, конденсату і компонентів, які містяться у них, поділяються на дві групи: балансові – запаси родовищ (покладів), розробка яких на сучасному етапі економічно доцільна; забалансові - запаси родовищ (покладів), запаси яких на теперішній час економічно недоцільна, або технологічно і технічно неможлива, але які у майбутньому можуть бути переведені у балансові. У групі балансових запасів виділяють видобувні запаси (які можна видобути з надр).
Методи і способи буріння свердловин і видобування нафти і газу з різних покладів в значній мірі залежать від характеристик порід-колекторів (порових, тріщинних, кавернозних та змішаних), серед яких найважливішими є пористість та проникність.
Пористість – об’єм породи, не заповнений твердою речовиною, і поділяється на відкриту (ефективну) і загальну.
Таблиця 1 – Данні для розрахунку запасів нафти
Розв’язання задачи.
Відношення об’єму всіх пор (Vзп) до загального об’єму породи – коефіцієнт пористості
m = Vзп/ Vгп (1.1)
m = 2700/5000=0,54
Відношення об’єму сполучених між собою (відкритих) пор VВП до загального об’єму гірської породи VГП – коефіцієнтом відкритої (ефективної) пористості:
mв = VВП / VГП (1.2)
mв = 1200/5000=0,24
У природних умовах пори заповнені водою, нафтою, або газом, причому ступінь насичення ними пор характеризуються коефіцієнтами водо- (Кв), нафто- (Кн) і газонасичення (Кг).
Проникність – здатність гірських порід пропускати через себе флюїд і характеризується коефіцієнтом проникності (К, м2), який визначається за формулою:
K = Q L / (F (P1-P2), (1.3)
де Q – витрати рідини чи газу, м3/с;
– в’язкість, Па с; L – довжина зразка породи, м;
F – площа перетину зразка породи м2;
Р1-Р2 – перепад тиску на вході та виході, Па.
К = =0,15
Розрізняють абсолютну (порода повністю насичена однією фазою при наявності іншої) і відносну (відношення фазової до абсолютної) проникності.
За допомогою об’ємного методу визначається маса нафти у насиченому об’ємі порід-колекторів, зведена до стандартних умов. Запаси нафти при цьому обчислюються за формулою:
= F h mв н н , тис.т., (1.4)
де Qв – видобувні запаси нафти, тис. т;
F – площа нафтоносності, тис.м2;
h – середня ефективна нафтонасичена товщина пласта, м;
mв – середній коефіцієнт відкритої пористості, частках од. ;
н – середній коефіцієнт нафтонасиченості, частках од. ;
н – коефіцієнт нафтовіддачі, частках од. ;
= 0,3 середній перерахунковий коефіцієнт, частках од. ;
– середня густина нафти на поверхні після її дегазації, т/м3.
Значення під рахункових параметрів mв, н, заокруглюємо до сотих часток одиниці, а параметрів н і - до тисячних.
Qв = 100·5·0,54·0,12·0,105·0,3·0,78 = 0,796 тис.т.
Завдання № 2
РОЗРАХУНОК ВІДНОСНОЇ ГУСТИНИ ГАЗУ
Теоретичні положення.
Розрахунок густини газу (кг/м3).
а) за нормальних умов (Ро=0,1 мПа, t = 0о С)
го = МГ /Vао= МГ /22,4
б) за стандартних умов (Рст=0,1 мПа, tст=20о С)
г.ст=Мг/Vаст=Мг/24,055 ,
де Vао и Vаст об’єм м3 1 киломолю газу (за законом Авогадро).
Відносна густина газу:
г = го/ по= г ст/ п ст=Мг/Мп=МГ/28,979,
де го и г.ст – густина газу за нормальних і стандартних умов, кг/м3;
пн, л ст – густина повітря за нормальних і стандартних умовах, кг/м3, густина повітря за нормальних умовах по = 1,293 кг/м3, а за стандартних умовах п.ст = 1,205 кг/м3, Мг, Мп – молекулярна маса газу і повітря кг/кмоль (Мп=28,98 кг/кмоль).
Приклад розв’язання задачі.
Розрахувати густину за стандартних умов г. ст і відносну густину нафтового газу родовища , знаючи склад газу (табл. 2).
Дано: об’ємний вміст компонентів газу: CH4 – 45%, C2H6 – 21%, C3H8 – 17%, C4H10 – 5%, C5H12 – 2%, CO2 – 5 %, N2 – 5%. Експериментально визначена густина газу за стандартних умовах г ст = 1,223 кг/м3.
Молярна маса цього газу становить:
, кг/кмоль. (2.1)
Розрахункова густина газу за стандартних умовах г.ст = МГ / Vг ст = 28,93/24,055 = 1,202 кг/м3 (Vг.ст – об’єм 1 кмоля газу за стандартних умовах (Vг.ст.=24,055 м3/кмоль).
Відносна густина газу г= г ст / п ст = 1,202/1,205 = 0,997,
де п ст - густина повітря за стандартних умовах, кг/м3.
Відносна похибка між експериментальною і розрахунковою густиною:
= 100% (2.2)
де-густина отримана за експериментом (кг/м )
Визначити відносну густину нафтового газу родовища, якщо молярна маса даного газу – 29,39 кг/кмоль.
Розв’язання: Визначаємо густину газу за нормальних і стандартних умовах
г о = МГ /22,414 = 28,93/22,414 = 1,290 кг/м3 (2.3)
г ст = МГ /24,055 = 28,93/24,055 = 1,202 кг/м3 (2.4)
Відносну густину газу розраховують за трьома формулами:
г = , (2.5)
г = 1,290/1,293 = 0,997.
г= (2.6)
г =1,202/1,205 = 0,997.
г =, (2.7)
г =28,93/28,973 = 0,978.
Завдання № 3
РОЗРАХУНОК ВІДНОСНОЇ ГУСТИНИ НАФТИ
Розрахувати відносну густину нафти родовища за умовах відомої пластової температури (К) і відносній густині нафти за стандартних умов.
Відносна густина нафти за стандартних умов - відношення густини нафти за стандартних умовах нст до густини води в 4 , за Т= 4о С і атмосферному тиску ( в. 4 = 1000 кг/м3).
Зміни відносної густини нафти за стандартному тиску рст=105 Па, в залежності від температури, можливо розрахувати:
а) в інтервалі температур 0-50оС за формулою:
(3.1)
= 0,810 – 0,072762 (322 – 293) = 1,300098
де - відносна густина нафти за стандартному тиску і температурі,
- температурна поправка, визначається в залежності від відносної густини нафти при стандартному тиску і температурі Тст = 293 К,
(3.2)
або в залежності від відносної густини нафти і середній температурі кипіння нафти Тс.к. , К.
, (3.3)
або в залежності від молекулярної маси нафти Мн:
(3.4)
Завдання № 4
ВИЗНАЧЕННЯ УМОВ ТА МІНІМАЛЬНОГО
ВИБІЙНОГО ТИСКУ ФОНТАНУВАННЯ
Теоретичні положення.
Умови фонтанування визначаються співвідношенням між ефективним газовим фактором суміши, яка надходить з пласта, і питомими витратами газу, необхідного для роботи газорідкістного підйомника (газліфта), принцип підйому котрого полягає у зменшенні густини середовища в підйомних трубах.
Ефективний газовий фактор Геф – середній об’єм вільного газу, на ділянці НКТ, де рухається газорідкісна суміш, що приходиться на одиницю маси рідини. Питомі витрати газу Rопт визначають за оптимальним режимом роботи газо-рідкістного підйомника.
Для фонтанування свердловини необхідно, щоб Геф Rопт.
(4.1)
де Vгв(Рб) і Vгв (Ру) – об’єми вільного газу, який приходиться на одиницю маси рідини при тиску біля башмака і на усті підйомника, а nв - масова зводненість, Ру – тиск на усті, необхідний для транспортування нафти від устя свердловини до пункта сбору і підготовки, Па.
а) якщо вибійний тиск Рвиб менший за тиск насичення нафти газом Рнас, умови фонтанування:
, (4.2)
де Г – газовий фактор, м3/т,
– коефіцієнт розчинності газу у нафті, Па-1;
н (ж) – густина нафти (рідини), кг/м3,
d – внутрішній діаметр фонтанних труб, мм,
Н – довжина колони НКТ, м.
б) якщо Рвиб>Рнас, то умови фонтанування.
, (4.3)
де Н – довжина підйомника (відстань від устя до перетину з тиском насичення), Рнас - тиск насичення – початок відокремлення газу з нафти.
Не враховуючи тертя однофазного потока отримаємо:
м (4.4)
де L – глибина свердловини.
, МПа (4.5)
Розв’язання задачі.
Визначити мінімальний вибійний тиск фонтанування, якщо глибина свердловини 1780м, внутрішній d НКТ 62 мм, противотиск на усті 0,36 мПа, тиск насичення 8,7 мПа, газовий фактор 56,4 м3/т, густина пластової нафти н пл = 780 кг/м3, густина дегазованої нафти нд = 870 кг/м3, зводненість продукції n в = 9%, густина пластової води в = 1110 кг/м3, азот у супутньому газі відсутній.
1. Визначимо коефіцієнт розчинності газу у нафті:
(4.6)
.
2. Визначимо ефективний газовий фактор (випадок б):
м3/т (4.7)
При зменшенні Рвиб, довжина газово-рідинного підйомника збільшується і визначається Н = L – (Pвиб – Рнас)/жg, що веде до роста витрат газу, і коли він стане рівним Геф, фонтанування закінчеться. Розрахунок формули (4.1) за граничних умовах відносно Н, отримаємо:
Н max = 0,5 [ h +], м, (4.8)
Н max = 0,5 [ 100 +]
м (4.9)
ж – середня густина рідини на довжині газорідинного підйомника, h – висота стовба нафти з невідокремленим газом, м.
Визначимо середню густину нафти:
н cр кг/м3. (4.10)
н cр
Визначимо середню густину зводненої нафти на довжині газорідинного підйомника:
(4.11)
Визначимо максимальну довжину газорідинного підйомника (глибина спуску НКТ):
м
Визначимо мінімальний вибійний тиск фонтанування (за формулою 4.5):
(4.12)
де (4.13)
Висновок: свердловина устаткована НКТ d 62 мм із зводненістю 9% припинить фонтанування при зниженні Рвиб до 18,7 мПа.
Завдання № 5
ВИЗНАЧЕННЯ ТИСКУ БІЛЯ БАШМАКА ФОНТАННОГО ЛИФТА
Розрахувати тиск біля башмака (кінця підйомних труб) фонтанного лифта, а також вибійний тиск, якщо дебіт рідини Qж=18,5 м3/сут, об’ємна зводненність no = 0,088, внутрішній діаметр свердловини Dсв=0,1503 м, внутрішній діаметр НКТ dвн=0,050м, густина дегазованої нафти нд=770 кг/м3, густина води, що видобувається в=1110 кг/м3, глибина свердловини Lc=1650м, глибина спуску НКТ Нн=1580м, тиск в затрубному просторі Рзатр = 0, висота динамічного рівня Ндин = 70м, тиск біля башмака лифта Рб=10,2 мПа.
1. Розрахуємо занурення башмака лифта під динамічний рівень:
hп = Нн – Ндин (5.1)
hп = 1580 – 70 =1510 м.
2. Розрахунок середньої густини нафти в затрубному просторі, так як тиск у башмака Рб=10,2 мПа більше тиску насичення Рнас=9 мПа, то вільного газу в затрубному просторі не буде н затр = (нп +нд)/2. нп=804 кг/м3, н = 3,3 10-6 м2/с, вн = 1,16 тому,
н затр = (804 + 852)/2 .
н затр =
3. Розрахуємо тиск біля башмака лифту по форулі:
(5.2)
мПа
4. Розрахунок об’ємної витратної зводненності при тиску Рб>Рнас, попередньо визначивши дебіт нафти:
\ (5.3)
Тоді об’ємна витратна зводненність рівна (при вв=1):
(5.4)
5. Визначаємо число Рейнольдса для нафти:
, (5.5)
де н – кінематична в’язкість нафти в пластових умовах, м2/с,
вн – об’ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення.
6. Визначимо необхідну глибину спуска колонн НКТ:
(5.6)
де Нн – необхідна глибина спуска колонни НКТ, м; Dсв – внутрішній діаметр свердловини (Dсв =0,1503), м.
7. Перевіряємо виконання умов:
а) для зводнених свердловин умови повного виносу води з інтервалу вибій – прийом. Reн = 501< Reн пр (1600), б) Нн (фактична глибина спуска НКТ) = 1580>Нн (необхідна глибина спуска НКТ = 1485,5) Нн < Нн – умова неповного виносу води.
8. Розрахуємо нафтовміст при умові повного виносу води:
н = (0,9433 + 35,4 10-6 Re) . (5.7)
н = (0,9433 + 35,4 10-6 1485,5) 0,912 = 0,9
9. Визначимо густину водонафтової суміши при повному виносі води (вибій – приймач):
. (5.8)
кг/м3
10. Тому, що різниця між глибинами спуску ліфта і свердловини складає 120 м, на цьому інтервалі густина водонафтової суміші не змінюється (Рб>Рнас), розрахуємо вибійний тиск:
. (5.9)
мПа
Фактично виміряний пластовий тиск 12,12 мПа (похибка 1,5%). Критерій Рейнольдса – визначає співвідношення між силами інерції і силами в’язкого тертя в рухливій рідині або газі, тобто при Re <Reкрит вірний закон Дарсі (Q = Кф НF/l), ні – нелінійний закон.
Список рекомендованої літератури
1. Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ. Підручник. – Київ: ІСДО, 1995. – 496 с.
2. Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Основи гірничого виробництва. Підручник. – Київ: Українська книга, 2000. – 360 с.
3. Возний В.Р., Якименко Я.Я., Фем’як Я.М., Овецький С.О. Основи гірничого виробництва: Лабораторний практикум. – Івано – Франківськ: Факел, 2002. – 79 с.
4. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. – Москва: Недра, 1984. – 487с.
5. Аренс В. Ж. Основы геотехнологий. – М: Недра, 1988.
6. Бобрицький Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. - М: Недра, 1988.
7. Глоба В.М., Венгерцев Ю.О. Спорудження нафтобаз і газосховищ. - Київ, 1999.
8. Ю.П. Шубін. Технологія розробки родовищ нафти і газу: Консп. лекцій. / Ю.П. Шубін. – Алчевськ: ДонДТУ, 2008. – 52 с.
Технологія разроботки родовища нафта і газу