Файл: Контрольная работа по дисциплине Геология Вариант 10 Выполнил(а) студент(ка) заочного отделения.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 109
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
нефти делятся на:
- малосернистые (содержание серы не более 0,5 %);
- сернистые (0,5 – 2,0 %);
- высокосернистые (более 2,0 %).
Асфальтосмолистые вещества нефти – высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1 – 40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.
По содержанию смол нефти подразделяются на:
- малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);
- смолистые (18 – 35 %);
- высокосмолистые (свыше 35 %).
Нефтяной парафин – это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам, – парафинов C17H36 –С35Н72 и церезинов С36Н74 – C55H112. Температура плавления первых 27 – 71°С, вторых – 65 – 88°С.
По содержанию парафинов нефти подразделяются на:
- малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5% по массе;
- парафинистые – 1,5 – 6,0 % по массе;
- высокопарафинистые – более 6 %.
В отдельных случаях содержание парафина достигает 25 %. При температуре его кристаллизации, близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.
Физические свойства нефтей
Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.
· Газосодержаниепластовой нефти – это объем газа(Vг), растворенного в 1м
3 объема пластовой нефти(Vпл.н):
G=Vг/Vп.н. (м3/м3).
Газосодержание пластовых нефтей достигает 300 – 500 м3/м3 и более,обычное его значениедля большинства нефтей 30 – 100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 – 10 м3/м3. Газосодержание определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.
· Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазирования увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.
· Давление насыщения – давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. Если в пласте имеется свободный газ (газовая шапка), нефть полностью насыщена газом, то давление насыщения равно пластовому давлению или близко к нему. Если нефть недонасыщена газом, то давление насыщения меньше пластового.
· Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн:
βн = (1/V0) (ΔV/Δp),
где ΔV – изменение объема нефти; V0 – исходный объем нефти. Δр – изменение давления. Размерность βн = -1/Па, или Па-1.
Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1 – 5)10-3 МПа-1, сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.
Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.
· Объемный коэффициент пластовой нефти (b) показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3дегазированной нефти:
bн= Vпл.н/Vдег. = rн./rпл.н ,
где Vпл.н
– объем нефти в пластовых условиях; Vдег. – объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; rпл.п – плотность нефти в пластовых условиях; r – плотность нефти в стандартных условиях.
Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и наличием газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.
По плотности пластовые нефти делятся на:
- легкие с плотностью менее 0,850 г/см3;
- тяжелые с плотностью более 0,850 г/см3.
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые – низким.
Пластовые газы
Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.
Физические свойства газов
Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.
Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.
4.Глубокое бурение, его задачи, категории глубоких скважин.
ГЛУБОКОЕ БУРЕНИЕ (а. deep drilling; н. Tiefbohren; ф. sondage а grande profondeur, forage а grande profondeur; и. sondeo profundo) — сооружение
скважин в земной коре в интервале глубин 4500-6000 м. Интервал глубокого бурения отражает достигнутый уровень техники и технологии бурения в данный период времени.
Глубокое бурение в отличие от бурения скважин обычной глубины характеризуется более высокими температурами (иногда свыше 200°С) и давлениями (горным, пластовым и поровым), наличием зон аномальных давлений, гидроразрывом пород (за счёт раскрытия, трещин в породах при достижении в скважине определённой величины давления), нефтегазоводопроявлениями. В этих условиях могут возникать различные осложнения — поглощение бурового раствора, прихваты бурильных труб, аномально высокие гидравлические сопротивления в затрубном пространстве, что вызывает падение проходки на долото и механической скорости с глубиной. Возникают также осложнения: осыпи, каверно- и жёлобообразование и др. Для предотвращения осложнений при глубоком бурении изучают распределение давления с глубиной, осуществляют контроль и управление давлением путём изменения плотности бурового раствора и давления в кольце между трубами и стенками ствола скважины.
Пластовые давления при глубоком бурении измеряют прямым и косвенным методами, поровые — косвенными методами. На основе изменения давления с глубиной скважины выбирают конструкцию скважины, плотность бурового раствора, типы долот, параметры режима бурения и т.п. Глубокое бурение осуществляется буровыми установками грузоподъёмностью 200-250 т, включающими 2-3 насоса с давлением нагнетания 25-32 МПа и гидравлической мощностью 500-900 кВт. При глубоком бурении применяют вращательный (в основном роторный, реже забойные двигатели) способ бурения, при этом скважина может быть пробурена одним из способов или попеременно различными способами. См. рис..
Перспектива развития глубокого бурения связана с применением гидромониторных долот с герметизированными маслонаполненными опорами и металлокерамическими насадками с внутренним проходным сечением, позволяющим получить скорость движения жидкости 100-150 м/с; с использованием высокопрочных труб, опорно-центрирующих и стабилизирующих, а также прихватоосвобождающих элементов; с усовершенствованием методов определения и прогнозирования изменения давлений и экспресс-методов оптимизации процесса бурения; с сокращением количества спускаемых колонн (преимущественно спуска сплошных колонн); с развитием новых способов глубокого бурения, основанных на гидравлическом разрушении пород струями бурового раствора и т.п. В
СССР в 1970 пробурено 432 тысячи м, в 1975-790 тысяч м, в 1980 — около 1300 тысяч м глубоких скважин.
5.Основные типы конструкции низа колонн, их выбор в зависимости
от геологических условий
Рисунок 15. – Конструкция низа колонны
Устойчивость стенок ствола скважины за все время ее эксплуатации обеспечивается обсадными трубами. В зависимости от геологических условий в скважину может быть спущено на разные глубины несколько концентрически расположенных колонн труб: направляющая, кондуктор, технические колонны от 1 до 3. Последняя колонна спускаемых в скважину обсадных труб называется эксплуатационной. Применяемое оборудование для добычи нефти и подземного ремонта скважин позволяет использовать для эксплуатационной колонны обсадные трубы с диаметром от 219 до 114 мм и толщиной стенок 6-12 мм. Однако наиболее распространенным являются диаметры 168 и 146 мм. Оборудование забоя скважины в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта может быть выполнено по одному из четырех вариантов:
Если пласт сложен твердыми, хорошо сцементированными породами, то забой скважины обычно делают открытым, эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного горизонта и цементируют, а разбуренный потом интервал от кровли пласта до забоя оставляют не обсаженным . Такую конструкцию применяют при разбуривании месторождений в восточных районах страны, где продуктивные пласты сложены твердыми известняковыми породами.
Если продуктивный пласт состоит из рыхлых пород, частицы которых могут в процессе эксплуатации выносится потоком жидкости в скважину, ниже основной эксплуатационной колонны иногда спускают хвостовик-фильтр. Эксплуатационную колонну спускают как и в предыдущем случае, до кровли продуктивного пласта и цементируют. Затем скважину углубляют на всю мощность продуктивного горизонта и спускают в нее хвостовик-фильтр. Хвостовик имеет в верхней части воронкообразынй раструб -3, который сажается в специальное седло, находящееся у башмака обсадной колонны. Прорези – 4 в таких фильтрах имеют в поперечном сечении форму трапеции, обращенной узкой стороной наружу, чтобы отдельные песчинки, проникающие внутрь щель, не застревали в ней. Щели в зависимости от фракционного состава песка делают шириной от 0.75 до 3 мм. Опытным путем установлено, что устойчивый песчаный свод с наружной стороны щели образуется при ширине ее не более двойного диаметра песчинок. Для неотсортированного естественного песка сводообразующими будут зерна такого диаметра, при котором сумма более крупных фракций составляет около 10% от всей массы песка. По этому размеры и подбирают параметры щелевидных фильтров.
- малосернистые (содержание серы не более 0,5 %);
- сернистые (0,5 – 2,0 %);
- высокосернистые (более 2,0 %).
Асфальтосмолистые вещества нефти – высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1 – 40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.
По содержанию смол нефти подразделяются на:
- малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);
- смолистые (18 – 35 %);
- высокосмолистые (свыше 35 %).
Нефтяной парафин – это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам, – парафинов C17H36 –С35Н72 и церезинов С36Н74 – C55H112. Температура плавления первых 27 – 71°С, вторых – 65 – 88°С.
По содержанию парафинов нефти подразделяются на:
- малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5% по массе;
- парафинистые – 1,5 – 6,0 % по массе;
- высокопарафинистые – более 6 %.
В отдельных случаях содержание парафина достигает 25 %. При температуре его кристаллизации, близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.
Физические свойства нефтей
Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.
· Газосодержаниепластовой нефти – это объем газа(Vг), растворенного в 1м
3 объема пластовой нефти(Vпл.н):
G=Vг/Vп.н. (м3/м3).
Газосодержание пластовых нефтей достигает 300 – 500 м3/м3 и более,обычное его значениедля большинства нефтей 30 – 100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 – 10 м3/м3. Газосодержание определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.
· Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазирования увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.
· Давление насыщения – давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. Если в пласте имеется свободный газ (газовая шапка), нефть полностью насыщена газом, то давление насыщения равно пластовому давлению или близко к нему. Если нефть недонасыщена газом, то давление насыщения меньше пластового.
· Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн:
βн = (1/V0) (ΔV/Δp),
где ΔV – изменение объема нефти; V0 – исходный объем нефти. Δр – изменение давления. Размерность βн = -1/Па, или Па-1.
Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1 – 5)10-3 МПа-1, сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.
Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.
· Объемный коэффициент пластовой нефти (b) показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3дегазированной нефти:
bн= Vпл.н/Vдег. = rн./rпл.н ,
где Vпл.н
– объем нефти в пластовых условиях; Vдег. – объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; rпл.п – плотность нефти в пластовых условиях; r – плотность нефти в стандартных условиях.
Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и наличием газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.
По плотности пластовые нефти делятся на:
- легкие с плотностью менее 0,850 г/см3;
- тяжелые с плотностью более 0,850 г/см3.
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые – низким.
Пластовые газы
Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аr.
Физические свойства газов
Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.
Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.
4.Глубокое бурение, его задачи, категории глубоких скважин.
ГЛУБОКОЕ БУРЕНИЕ (а. deep drilling; н. Tiefbohren; ф. sondage а grande profondeur, forage а grande profondeur; и. sondeo profundo) — сооружение
скважин в земной коре в интервале глубин 4500-6000 м. Интервал глубокого бурения отражает достигнутый уровень техники и технологии бурения в данный период времени.
Глубокое бурение в отличие от бурения скважин обычной глубины характеризуется более высокими температурами (иногда свыше 200°С) и давлениями (горным, пластовым и поровым), наличием зон аномальных давлений, гидроразрывом пород (за счёт раскрытия, трещин в породах при достижении в скважине определённой величины давления), нефтегазоводопроявлениями. В этих условиях могут возникать различные осложнения — поглощение бурового раствора, прихваты бурильных труб, аномально высокие гидравлические сопротивления в затрубном пространстве, что вызывает падение проходки на долото и механической скорости с глубиной. Возникают также осложнения: осыпи, каверно- и жёлобообразование и др. Для предотвращения осложнений при глубоком бурении изучают распределение давления с глубиной, осуществляют контроль и управление давлением путём изменения плотности бурового раствора и давления в кольце между трубами и стенками ствола скважины.
Пластовые давления при глубоком бурении измеряют прямым и косвенным методами, поровые — косвенными методами. На основе изменения давления с глубиной скважины выбирают конструкцию скважины, плотность бурового раствора, типы долот, параметры режима бурения и т.п. Глубокое бурение осуществляется буровыми установками грузоподъёмностью 200-250 т, включающими 2-3 насоса с давлением нагнетания 25-32 МПа и гидравлической мощностью 500-900 кВт. При глубоком бурении применяют вращательный (в основном роторный, реже забойные двигатели) способ бурения, при этом скважина может быть пробурена одним из способов или попеременно различными способами. См. рис..
Перспектива развития глубокого бурения связана с применением гидромониторных долот с герметизированными маслонаполненными опорами и металлокерамическими насадками с внутренним проходным сечением, позволяющим получить скорость движения жидкости 100-150 м/с; с использованием высокопрочных труб, опорно-центрирующих и стабилизирующих, а также прихватоосвобождающих элементов; с усовершенствованием методов определения и прогнозирования изменения давлений и экспресс-методов оптимизации процесса бурения; с сокращением количества спускаемых колонн (преимущественно спуска сплошных колонн); с развитием новых способов глубокого бурения, основанных на гидравлическом разрушении пород струями бурового раствора и т.п. В
СССР в 1970 пробурено 432 тысячи м, в 1975-790 тысяч м, в 1980 — около 1300 тысяч м глубоких скважин.
5.Основные типы конструкции низа колонн, их выбор в зависимости
от геологических условий
Рисунок 15. – Конструкция низа колонны
Устойчивость стенок ствола скважины за все время ее эксплуатации обеспечивается обсадными трубами. В зависимости от геологических условий в скважину может быть спущено на разные глубины несколько концентрически расположенных колонн труб: направляющая, кондуктор, технические колонны от 1 до 3. Последняя колонна спускаемых в скважину обсадных труб называется эксплуатационной. Применяемое оборудование для добычи нефти и подземного ремонта скважин позволяет использовать для эксплуатационной колонны обсадные трубы с диаметром от 219 до 114 мм и толщиной стенок 6-12 мм. Однако наиболее распространенным являются диаметры 168 и 146 мм. Оборудование забоя скважины в зависимости от геологической характеристики продуктивного пласта может быть выполнено по одному из четырех вариантов:
Если пласт сложен твердыми, хорошо сцементированными породами, то забой скважины обычно делают открытым, эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного горизонта и цементируют, а разбуренный потом интервал от кровли пласта до забоя оставляют не обсаженным . Такую конструкцию применяют при разбуривании месторождений в восточных районах страны, где продуктивные пласты сложены твердыми известняковыми породами.
Если продуктивный пласт состоит из рыхлых пород, частицы которых могут в процессе эксплуатации выносится потоком жидкости в скважину, ниже основной эксплуатационной колонны иногда спускают хвостовик-фильтр. Эксплуатационную колонну спускают как и в предыдущем случае, до кровли продуктивного пласта и цементируют. Затем скважину углубляют на всю мощность продуктивного горизонта и спускают в нее хвостовик-фильтр. Хвостовик имеет в верхней части воронкообразынй раструб -3, который сажается в специальное седло, находящееся у башмака обсадной колонны. Прорези – 4 в таких фильтрах имеют в поперечном сечении форму трапеции, обращенной узкой стороной наружу, чтобы отдельные песчинки, проникающие внутрь щель, не застревали в ней. Щели в зависимости от фракционного состава песка делают шириной от 0.75 до 3 мм. Опытным путем установлено, что устойчивый песчаный свод с наружной стороны щели образуется при ширине ее не более двойного диаметра песчинок. Для неотсортированного естественного песка сводообразующими будут зерна такого диаметра, при котором сумма более крупных фракций составляет около 10% от всей массы песка. По этому размеры и подбирают параметры щелевидных фильтров.