Файл: Вопрос 1. Плотности флюидов в стандартных и пластовых условиях. Плотность минерализованной воды, спг, песчаника. Нефть Плотность нефти.docx

Вопрос №1. Плотности флюидов в стандартных и пластовых условиях. Плотность минерализованной воды, СПГ, песчаника.

Нефть:

Плотность нефти - определяется её массой в единице объема (кг/м³ или г/см³).

Легкая нефть 780-850 кг/м³

Нефти средней плотности 851-899 кг/м³

Тяжелые нефти 900-1000 кг/м³

Битумы более 1000 кг/м³

Плотность пластовой нефти приближенно можно определить по формуле: (от 500 до 1000 кг/м³)



Для Западной Сибири (от 300 до 1000 кг/м³)





Газ:

Плотность газа в стандартных условиях - отношение молекулярной массы газа к его мольному объему. Плотность природных газов изменяется в диапазоне от 0,5 до 2,0 кг/м³.

Плотность газа в пластовых условиях увеличивается пропорционально P. Плотность газа в пластовых условиях увеличивается в 100-300 и более раз и изменяется до 320 кг/м³ и выше.

Вода:

Плотность пресной воды (ρ_в) при стандартных условиях - 998,2 кг/м³. В первом приближении плотность пластовой воды в зависимости от массовой концентрации растворенных в ней солей (минерализации) и при 20 ºС может быть рассчитана по корреляционной формуле:



Плотность пластовой воды:


СПГ (сжиженный природный газ):

СПГ — это природный газ, искусственно сжиженный путём охлаждения до минус 160 °C и давлении в 30 атм для удобства хранения или транспортировки.

Плотность сжиженного газа – 500 кг/м³.

Песчаник:

Плотность песчаника (коллектора) зависит от типа насыщения.

Средняя плотность

нефтенасыщенного песчаника – 2198 км/м³ ;

водонасыщенного – 2300кг/м³.

Вопрос № 2. Вязкость флюидов в стандартных и пластовых условиях.

Вязкость – свойство флюида 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 м², отстоящих друг от друга на расстоянии 1м, при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1Н.

Единица измерения: сПз = 10^-3 Па·с.

Кинематическая вязкость – это отношение динамической вязкости к плотности флюида при той температуре, что и динамическая вязкость.

Единица измерения: сСт=мм²/с.

Классификация нефти по вязкости:

0,5 ≤ μ_н ≤ 10 сПз – маловязкие ;

10-30 сПз – средней вязкости ;

более 30 сПз – высоковязкие.

Вязкость газа составляет μг=0,01-0,04 мПа*с.

Вязкость пластовой воды (μ_в) – зависит от температуры, при увеличении температуры вязкость уменьшается. Поэтому, ее можно определить по эмпирической формуле Пуазейля:



Вопрос № 3. Объект разработки. Основной, второстепенный, разукрупнения, доразведки.

Объект разработки – продуктивный пласт или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной единой сеткой скважин.

Основные объекты – объекты разработки, содержащие более 50% запасов нефти или газа месторождения.

Второстепенные объекты разработки – объекты разработки, содержащие менее 50% запасов нефти или газа месторождения или незначительные запасы для, которых самостоятельная сетка не бурится.

Объект разукрупнения – объект разработки, появляющийся при разделении объекта разработки на несколько объектов разработки. Такие объекты разрабатываются своей сеткой скважин.

Объект доразведки – объект разработки, содержащий запасы С2 (B2).

Возвратные объекты разработки – объекты разрабатываются скважинами, которые эксплуатируются на каком-то другом объекте.

Вопрос № 4. Сетка скважин, виды сеток скважин. Параметры, описывающие сетку скважин: расстояние между скважинами, плотность сетки скважин, параметр Крылова.

Сетка скважин – геометрическое расположение скважин на плоскости на кровле пласта.

Виды сеток:

1. 
   Треугольная (семиточечная, однорядная, трехрядная, пятирядная и семирядная системы заводнения) ;
   
2. 
   Квадратная (пятиточечная, девятиточечная, однорядная, трехрядная, пятирядная и семирядная системы заводнения) ;
   
3. 
   Неравномерная
   

Расстояние между скважинами. Для нефтяных объектов изменяется в диапазоне от 400-500-600-800 м, для газовых объектов от 1000-2000-3000 м.

Плотность сетки скважин (S) определяется как отношение площади залежи к фонду скважин: S = Sзалежи/Nскв га/скв.

Для неравномерной сетки скважины плотность – площадь на пробуренный фонд.

Параметр Крылова – извлекаемые запасы нефти/газа, приходящиеся на одну скважину.

При этом извлекаемые минимально рентабельные запасы нефти на 1 нефтяную скважину составляют 25 тыс. т. Для условий Западной Сибири параметр Крылова принимается равным 50 тыс. т. Для газовых – 1 млрд. м³.

Вопрос № 5. Проектные решения по нефтяному месторождению.

1. 
   Выделение объектов разработки ;
   
2. 
   Сетка скважин ;
   
3. 
   Режим работы залежи ;
   
4. 
   Система заводнения ;
   
5. 
   Фонд скважин ;
   
6. 
   Фонд скважин к бурению ;
   
7. 
   Проектные уровни добычи (нефти/жидкости/газа) и закачки (воды) ;
   
8. 
   Способ эксплуатации ;
   
9. 
   Забойное давление добывающих скважин (не ниже 0,75Рнас); Устьевое давление нагнетательных скважин (100-200 атм)
   
10. 
    Достижение КИН=0,35 при утвержденном 0,3
    
11. 
    Программа ГТМ, МУН (на 3,4 стадии разработки)
    
12. 
    Программа НИР и доразведки (сейсмика, разведочное бурение, ГДИ и т.д.)
    

Вопрос № 6. Технологические показатели разработки: стадии разработки, коэффициент продуктивности скважины, единица измерения; репрессия, депрессия. Темп отбора нефти и темп отбора газа. Отбор от НИЗ. Текущий КИН и КИГ. Кратность выработки запасов. Коэффициент использования фонда скважин. Коэффициент эксплуатации скважин. АВПД. АНПД.

Стадии разработки:

1. 
   Растущей добычи
   
2. 
   Стабильной добычи
   
3. 
   Падающей добычи
   
4. 
   Заключительная стадия (отбор от НИЗ более 80%).
   

Коэффициент продуктивности скважин – отношение дебита скважины к депрессии, соответствующими этому дебиту (м³/сутки·МПа).

Депрессия – разность между пластовым и забойным давлениями в добывающей скважине (атм или МПа).

Репрессия – разность между забойным и пластовым давлениями в нагнетательной скважине (атм или Мпа).

Темп отбора нефти – отношение годовой добычи нефти за последний год к извлекаемым запасам нефти.

Темп отбора газа - отношение годовой добычи газа за последний год к извлекаемым запасам газа.

Отбор от НИЗ – отношение накопленной добычи нефти к извлекаемым запасам нефти.

Текущий КИН – это отношение извлекаемых запасов нефти к геологическим запасам нефти.

Текущий КИГ– это отношение извлекаемых запасов газа к геологическим запасам газа.

Кратность выработки запасов (обеспеченность запасами) – отношение текущих извлекаемых запасов нефти к годовой добыче нефти (норма 15-30).

Коэффициент использования фонда скважин – отношение количества скважин, находящихся в действующем фонде к общему количеству скважин в действующем и бездействующем фондах.

Коэффициент эксплуатации скважин - отношение отработанного времени всех скважин в году к количеству отработанных скважин на 365.

Отношение числа дней работы одной скважина к 365

Отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

АВПД (Аномально высокое пластовое давление), если Рпл ≥ 1,3·Ргдст (гидростатическое давление Pg·L),

АНПД (Аномально низкое пластовое давление), если Рпл ≤ 0,7·Ргдст.

Вопрос № 7. Устьевое давление нефтяной, газовой и водозаборной скважины. Какая скважина имеет максимальное устьевое давление? Минимальное? Почему? Формула расчета давления, создаваемого столбом жидкости (породы): P = ρgL, где – ρ плотность флюида (воды, нефти, газа) или породы, г/см2 ; g=9,81 м/с 2 , L глубина залегания пласта¸ м. Формула расчета устьевого давления без учета трения: Pуст = Pпл - ρgL.

Плотность воды 1000 кг/м³, нефти в среднем 850 кг/м³, газа 0,7-1,5 кг/м³

Устьевое давление (без учета трения): ; L – глубина залегания пласта

Максимальное устьевое давление имеет газовая скважина потому, что давление столба газа меньше давлений столбов нефти и воды при прочих равных условиях; это объясняется тем, что плотность газа меньше плотности нефти и воды.

Минимальное устьевое давление имеет водозаборная скважина потому, что давление столба воды больше давлений столбов нефти и газа при прочих равных условиях, это объясняется тем, что плотность воды больше плотности нефти и газа.

Вопрос № 8. КИГ и КИН

КИН или коэффициент извлечения нефти – это отношение извлекаемых запасов нефти к геологическим запасам нефти.

КИГ или коэффициент извлечения газа – это отношение извлекаемых запасов газа к геологическим запасам газа.

Вопрос № 9. Алгоритм принятия решения по бурения нефтяной скважины и газовой скважины (формула Дюпюи, объемная формула запасов нефти и газа).

Алгоритм принятия решения по бурения нефтяной скважины:

1. 
   Расчет коэффициента продуктивности
   
2. 
   Расчет входного дебита нефтяной скважины qн≥ 20 т/сут
   
3. 
   Расчет параметра Крылова для нефтяной скважины, расчет извлекаемых запасов, приходящихся на одну скважину
   

≥ 50 тыс. т., расчет заканчивается.

≤ 25 тыс. т.,бурение скважины не рентабельно. Расчет продолжается. Параметры, которые могут повлиять на объем извлекаемх запасов – нефтенасыщенная толщина h_нн и плотность сетки скважин S_c

4. 
   Расчет времени выработки запасов нефти
   

Расчёт дебита нефтяной скважины по уравнению Дюпюи:



Объемная формула расчета запасов нефти:


Алгоритм принятия решения по бурения газовой скважины:

1. 
   Расчет коэффициента продуктивности
   
2. 
   Расчет входного дебита газовой скважины qг≥ 200 тыс.м3/сут
   
3. 
   Расчет плотности извлекаемых запасов газа
   
4. 
   Расчет средней по стволу скважины температуры
   
5. 
   Расчет параметра Крылова, расчет извлекаемых запасов, приходящихся на одну скважину
   

≥ 1,0 млрд.м3, расчет заканчивается.

<<1,0 млрд.м3, бурение скважины не рентабельно. Расчет продолжается. Параметры, которые могут повлиять на объем извлекаемых запасов – газонасыщенная толщина h_гн и плотность сетки скважин S_c

6. 
   Расчет времени выработки запасов газа.
   

Расчет дебита газовой скважины по уравнению Дюпюи:



Объемная формула расчета запасов газа:


Вопрос № 10. Категории запасов A, B1, B2, C1, C2. Месторождения, находящиеся в разведке и введенные в промышленную эксплуатацию. Ресурсы категории D0(С3).



Запасы нефти/газа категории A – это запасы залежи или части залежи, разбуренные и изученные эксплуатационной сеткой скважин согласно технологической схеме разработки.

Запасы нефти/газа категории С1(B1) – это запасы залежи или части залежи, нефтегазоносность которой установлена по результатам испытания пласта в колонне и получен промышленный приток нефти (газа).

Запасы нефти/газа категории С2(В2) – недоразведанные запасы; на них намечается бурение разведочных скважин с целью перевода их в более высокую категорию.

D0(С3) – это перспективные ресурсы, находящиеся в подготовленных для бурения площадей, выделенные по данным интерпретации сейсмики, но непробуренные.

Вопрос № 11. Поисковая, разведочная, эксплуатационная скважины.

Поисковая скважина – это скважина, которая бурится на ресурсы D0(С3) с целью поиска залежей нефти или газа (отбирается большой объем керна, проводится много исследований).

Разведочная скважина – это скважина, которая бурится на месторождении на пласты с запасами С2 или В2 для оценки промышленного значения залежи и составлении проекта разведки залежей(Доразведка залежи).

Эксплуатационная скважина – это скважина, которая бурится на запасы категории В1 или С1 с целью добычи нефти и газа из разрабатываемой залежи, а также для контроля за разработкой. Бывают:

Добывающие скважины – для извлечения нефти и газа из разрабатываемой залежи;

Нагнетательные скважины - для закачки в продуктивный пласт воды или газа;

Наблюдательные и пьезометрические - для систематического наблюдения за изменением ВНК (ГВК) и давления в процессе эксплуатации.

Вопрос № 12.