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