Билет № 7

Вопрос 1.
Свойства природных углеводородных газов

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторожде­ния, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добы­вают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых ме­сторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из пре­дельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, т. е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10и дру­гих, причем содержание метана в газовых за­лежах преобладает, доходя до 98 99 %.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

Рассмотрим физические свойства природного газа.

1.Плотность газов существенно зависит от дав­ления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в отно­сительных. При давлении 0,1 МПа и темпера­туре 0 плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют от­ношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной темпера­туре (обычно 0 ) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плот­ность по воздуху изменяется в пределах 0,6 1,1.

2.Растворимость углеводородных газов в жид­кости при неизменной температуре опреде­ляют по формуле,

где – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям;

– давление газа над жидкостью,

– коэффициент растворимости газа в жидко­сти, характеризующий объем газа (приведен­ный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;

– показатель, характеризующий степень от­клонения растворимости реального газа от идеального.

Значение и зависят от состава газа и жидко­сти.

Коэффициент растворимости для нефтей и газов основных месторождений России изме­няется в пределах 5 11 м3/м3на 1МПа. Пока­затель изменяется в пределах 0,8 0,95.

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора.

3.Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0 обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и темпе­ратуры она незначительно увеличивается. Од­нако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

4.Теплоемкость газа – количество тепла, необ­ходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1 . Весовая тепло­емкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная - в кДж/м3.

5.Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяю­щимся при сжигании единицы веса или еди­ницы объема данного вещества. Теплота сго­рания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характери­зующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достиже­ния определенного значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при ко­торой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической тем­пературе, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, на­пример, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура – 82,5 .

6.Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определен­ных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых мо­жет произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.

Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов. Гидратами углеводородных газов называются кристалли­ческие вещества, образованные ассоцииро­ванными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую струк­туру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматри­вать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ – гидрат меньше, чем в системе газ – вода.

Возникновение гидрата обусловлено опреде­ленными давлением и температурой при на­сыщении газа парами воды. Гидраты распада­ются после того, как упругость паров воды бу­дет ниже парциальной упругости паров иссле­дуемого гидрата.

Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образо­вывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотно­сти воды – 980 кг/м3. Образование их сопро­вождается выделением тепла, разложение – поглощением. Существует мнение ученых-гео­логов, что значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, рас­положеннымив зонах вечномерзлотных по­род, и на дне океанов, где, как известно, тем­пература составляет 2- 3 градуса.

Вопрос 2. Понятие коэффициента подачи

Подача — количество жидкости, подаваемое насосом за единицу времени. Может рассмат­риваться массовая подача G или объёмная подача Q, G = γQ.

Средняя теоретическая подача поршневого насоса определяется суммой объемов описы­ваемых поршнями в единицу времени.

Примем следующие обозначения:

F - площадь сечения поршня или плунжера в м2;

S - длина хода поршня в м;

n - число двойных ходов поршня в минуту;

V - объем, описанный поршнем за один ход в м3;.

Q - теоретическая подача насоса в м3/с.

Мощность N — потребление насосом энергии за единицу времени. Полезная мощность Nh — это приращение энергии всего потока жидко­сти в насосе: Nh=GH=γQH. Внутренняя мощ­ность насоса Ni — это его полная мощность за исключением потерь на трение механических частей насоса, т. е. мощность, сообщаемая жидкости в виде тепловой и механической энергии.

Соотношение полезной и подведённой мощ­ности — это коэффициент полезного действия насоса η = Nh/N. При этом следует наблюдать за размерностью величин: если, например, напор выражен в метрах, а подача в кило­граммах в секунду, то мощность в киловаттах вычисляется по формуле

N[кВт] = G[кг]H[м]102η[безразм.]. Потери в насосе могут быть гидравлическими (затраты на преодоление гидравлических сопротивле­ний внутри насоса), объёмными (сокращение подачи насоса по сравнению с подачей рабо­чего органа) и механическими (трение деталей насоса о жидкость — внутренние механиче­ские потери, трение их друг об друга в под­шипниках и т. д. — внешние). Учитываются, соответственно, гидравлическим КПД ηг, объ­ёмным ηоби механическим, разделяющимся на внутренний и внешний, ηм=ηмiηмe. η=ηгηобηм; Ni = Nηмe.

Подача насоса простого действия

При ходе всасывания в цилиндре освобожда­ется объем:

V = F · S м3>.

Этот объем заполняется всасываемой жидко­стью. При ходе нагнетания этот же объем жид­кости нагнетается в напорный трубопровод, следовательно V - теоретическая подача на­соса за один двойной ход поршня.

Теоретическая подача насоса в 1 секунду:

Подача насоса двойного действия

При ходе поршня вправов левую камеру по­ступает объем жидкости, равный F · S, а при обратном в правую камеру поступает объем (F — f) · S, где f - площадь сечения штока, умень­шающая полезный объем цилиндра.

Тогда при одном двойном ходе теоретический объем жидкости, поступающей в насос и на­гнетаемый им, составит:

F · S + (F - f) · S = F · S + F · S - f · S = (2 · F - f) · S.

При этом теоретическая подача насоса двой­ного действия:

Подача трехпоршневого насоса простого дей­ствия

Подача такого насоса, состоящего из трех насо­совпростого действия, равна:

Вопрос 3
Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи

• интегрированные технологии;

• вовлечение в разработку недренируемых запасов;

• барьерное заводнение на газонефтяных за­лежах;

• нестационарное (циклическое) заводнение;

• форсированный отбор жидкости;

• ступенчато-термальное заводнение.

Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую до­бычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачи­ваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости

Интегрированные технологии. Интегрирован­ные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового дав­ления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти.

Прирост добычи достигается путем организа­ции вертикальных перетоков в слоисто-неод­нородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в вы­сокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия

Барьерное заводнение на газонефтяных зале­жах. Эксплуатация газонефтяных месторожде­ний осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что вследствие высокого газового фактора значительно ус­ложняет их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть за­лежи, а газа – в нефтяную часть.

Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и из­менения направления потоков жидкости за­ключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, прони­цаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (за­водненностью), вызванной этими видами не­однородности, а также отбором нефти и нагне­танием воды через дискретные точки – сква­жины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объе­мов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или сни­жения.

В результате такого нестационарного, изме­няющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повыше­ния и понижения давления. Слои, зоны и уча­стки малой проницаемости, насыщенные неф­тью, располагаются в пластах бессистемно, обладают низкой пьезопроводностью, а скоро­сти распространения давления в них значи­тельно ниже, чем в высокопроницаемых на­сыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому ме­жду нефтенасыщенными и заводненными зо­нами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте, то есть при увеличении объема нагнетания воды или снижения отбора жидкости, возни­кают положительные перепады давления: в заводненных зонах давление выше, а в нефте­насыщенных – ниже.

При снижении давления в пласте, то есть при уменьшении объема нагнетаемой воды или повышении отбора жидкости, возникают отри­цательные перепады давления: в нефтенасы­щенных зонах давление выше, а в заводнен­ных – ниже. Под действием знакопеременных перепадов давления происходит перераспре­деление жидкостей в неравномерно насыщен­ном пласте.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обвод­ненность достигает более 75%. При этом неф­теотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.

_____

К ним относятся:

- нестационарное заводнение;

- форсированный отбор жидкости;

- вовлечение в разработку недренируемых запасов;

- барьерное и очаговое заводнение.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти ме­тоды объединяются общим понятием «неста­ционарное заводнение» и включают в себя:

- циклическое заводнение;

- изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и по­лучили широкое развитие.

Методы основаны на периодическом измене­нии режима работы залежи путем прекраще­ния и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются ка­пиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обвод­ненность достигает более 75%. При этом неф­теотдача возрастает вследствие увеличе­ния градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор – наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Приступать к нему следует постепенно, увели­чивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а за­тем – в 2-4 раза. Предельное значение уве­личения отбора регламентируется возможно­стями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фак­тора, их эксплуатацию.

Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и от­боры газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа – в нефтяную часть.

Очаговое заводнение – это дополнение к уже осуществленной системе законтурногозавод­нения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважинразмещаются на уча­стках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.