Файл: Условия закачки газа для поддержания пластового давления.docx

Проблемы в системе ППД закачкой газа.

Поддержание пластового давления закачкой газа необходимо осуществлять в том случае, когда условия закачки пресной воды неблагоприятны. Это касается терригенных нефтенасыщенных объектов разработки, в составе которых имеется значительное количество глинистого материала, разбухающего при контакте с пресной водой.
В этом случае заводнение оказывается не только неэффективным, но и создает серьезные проблемы, связанные с низкой приемистостью нагнетательных скважин, которая во времени значительно снижается вплоть до нуля.

В подобных коллекторах предпочтительной является закачка газа, который практически не взаимодействует с составляющими породами коллектора. Следует четко понимать, что энергетически процесс закачки газа менее эффективен в сравнении с закачкой воды по следующим причинам:
1. Так как плотность компримированного газа кратно меньше плотности воды, гидростатическое давление на забое газонагнетательной скважины всегда меньше такового при закачке воды (при прочих равных условиях). Для достижения необходимой репрессии, определяемой объемом закачиваемого газа, необходимо увеличивать забойное давление за счет увеличения устьевого давления, что приводит к необходимости увеличивать рабочее давление на компрессорной станции и затраты на компримирование газа.

2. Обладая высокой в сравнении с водой сжимаемостью, объем компримируемого газа (для заданного забойного давления) должен быть существенно большим, чем объем воды, что также приводит к возрастанию затрат на компримирование.

3. Закачиваемый углеводородный газ при контакте с нефтью частично растворяется в ней, что приводит к необходимости увеличения объема газа. Указанные причины являются существенными, поэтому ППД закачкой газа при разработке нефтяных месторождений не нашло широкомасштабного применения.Основным вопросом при реализации ППД закачкой газа является вопрос расчета объема закачиваемого газа, приведенного к пластовым условиям (P_пл и T_пл).Реализация ППД закачкой газа невозможно без строительства компрессорной станции с соответствующими компрессорными машинами и системой их обслуживания, что требует значительных капитальных вложений.

Если в районе разрабатываемого нефтяного месторождения имеется достаточно мощный источник углеводородного газа высокого давления, то система ППД существенно упрощается и становится менее капиталоемкой. Газонагнетательные скважины могут иметь конструкцию, отличающуюся от конструкции водонагнетательных скважин, что связано с особенностями закачки отличного от воды рабочего агента.

---

Кроме углеводородного газа, в качестве источника закачки для ППД может использоваться диоксид углерода или азот. На этом можно было бы закончить рассмотрение вопроса управления выработкой запасов путем ППД, если рассматривать этот элемент изолированно от других взаимосвязанных элементов общей добывающей системы.


Глава 2. Расчетно – практический раздел.
2.1. Определение пластового давления в нефтяной и газовой скважинах.


Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной нефтяной скважине для следующих условий:Глубина скважины, L_с = 2650 м; Интервал перфорации h_ф = 2635м;Устьевое давление нефтяной скважины, Р_у = 2,3 МПа; Устьевое давление газовой скважины, Р_уг = 10 МПа; Измеренный статический уровень, h_ст = 340 м; Обводненность, n_в = 25%; Плотность воды, ρ_воды. = 1105 кг/м³; Плотность нефти, ρ_пл.н. = 815 кг/м³; Относительная плотность газа, ρ_г = 0,8 кг/м³; Средняя температура в скважине,Т_ср = 300К; Коэффициент сверхсжимаемости газа, z = 0,75.

Решение.

1. 
   Пластовое давление в нефтяной скважине вычисляется по формуле:
   

где g – ускорение свободного падения, м/с, ( g = 9,8 м/с²).



Отсюда:

2. 
   Найдем пластовое давление в газовой скважине:
   

Отсюда

---

2.2. Определение коэффициента растворимости газа в нефти

Определить коэффициент растворимости газа α, если в объеме нефти V =1 000 м³, при абсолютном давлении Р _абс = 20 МПа растворенный газ имеет объем V_г =1810⁴ м³, приведенный к нормальным условиям. Приближенно приняв растворимость газа изменяющейся по линейному закону Генри, получим:


α = V_г / Р_абс · V_{н ;} (м³/м³МПа) (4)
тогда
α = 1810⁴/20·10⁶ ·1 000 = 4·10^-6
Ответ: коэффициент растворимости газа в нефти равен α = 4·10^-6 .

Заключение.

В продуктивных коллекторах, в составе которых присутствует много глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка воды для ППД, как правило, неэффективна. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания. Однако в этих же условиях закачка сухого углеводородного газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной, так как при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление.Наиболее благоприятными объектами для проведения процесса поддержания или восстановления пластового давления при помощи нагнетания в пласт газа или воздуха являются пласты с крутыми углами падения, имеющие хорошую проницаемость и однородность состава пород и насыщенные маловязкой нефтью.Вытеснение нефти газом может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легкой нефти (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м³) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа - 15-20 МПа. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача. Поддержание пластового давления закачкой газа необходимо осуществлять в том случае, когда условия закачки пресной воды неблагоприятны. Это касается терригенных нефтенасыщенных объектов разработки, в составе которых имеется значительное количество глинистого материала, разбухающего при контакте с пресной водой.

---

Список литературы.

1. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта[Текст]: учебник / Ш.К. Гиматудинов - Москва: Альянс, 2014.-311с.
2. Иванова, М.М. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа [Текст]:учебник. / М.М. Иванова - Москва: Альянс, 2014.- 422с.
3. Покрепин, Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений [Текст]: учеб. пособие./ Б.В. Покрепин - Ростов н/Д: Феникс, 2015. - 318с.
4. Санду, С.Ф. Оператор по исследованию скважин. [Электронный ресурс]/ учебное пособие / Санду С.Ф. - Томск: Изд-во Томского политех. университета, 2015. - 120 с. http://znanium.com/catalog.php?bookinfo=701636 (ЭБС Znanium).


Интернет – ресурсы:
1. Новые технологии разработки нефтяных месторождений [Электронный ресурс] // федеральный портал "Российское образование". - Электронные данные. - Заглавие с домашней страницы Интернета. - Режим доступа : http://www.tatneft.ru/technolog.htm
2. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды [Электронный ресурс] // федеральный портал "Российское образование". - Электронные данные. - Заглавие с домашней страницы Интернета. - Режим доступа: http://oilbook.narod.ru/door/door2/573.htm -- 20.2 Кб -- 02.06.2007

---