Ведение технологического процесса добычи нефти, газа и газового конденсата
жүктеу/скачать 5.67 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- Показатели Варианты
- Размер образца , . см 3
- Объем гранул в образце , см 3
- Масса сухого образца в воздухе
- Масса насыщенного образца керосином в воздухе
- Масса образца в керосине, насыщенном керосином
- Плотность керосина ρ к, кг/м 3
- 4.5 Определение проницаемости горных пород
- Объем нефтяных фильтрованных отверстий V м ,см 3
- Время фильтрации нефти τ, с
- Динамическая вязкость нефти µ, МПа·с
- Давление при входе в образец Р 1 ·10 5 Па
- Давление при выходе из образца Р 2 ·10 5 Па
- Классы месторождений Количество запасов
- 4.7 Нефтегазоотдача пласта
| 4.4 Расчет коэффициента пористости
Задача 1. Определите коэффициент общей пористости образца породы mп, размер образца Vобр=3,34 см3, а объем зерен Vз=2,23 см3[5]. Решение. Формула определения коэффициента общей пористости (4.2): mк= ; Vпор = ; mк = = =13.5%. Самостоятельная работа
Задача 2. Определение коэффициента открытой пористости m0 по приведенным ниже данным. Вес сухого образца на воздухе г 24,8 Вес на воздухе образца, насыщенного керосином , г 26,1 , г 18,7 Плотность керосина ρк, кг/м3 716 Решение.Формула определения коэффициента открытой пористости m0: m0= Определяем объем открытых сообщающихся пор: Vсооб.пор= = =1.82 cм3 Определение объем образца: Vобр= = =10.34 cм3 Определение коэффициента открытой пористости: m0= =17.6% Расход жидкости на горные породы Q, м3/c. = =20,9·10-6 м3/c. По всем значениям создаем формулу: К= =0,858 м2 Самостоятельная работа
4.5 Определение проницаемости горных пород Задача 1. Определите коэффициент проницаемости образца породы по нефти по следующим данным лабораторных исследований: Диаметр образца породы d, см – 3,0 Длина модели породы L, м– 4,8 Объем нефтяных профильтрованной сквозь образец нефти Vм, см3 - 316,4 Время фильтрации нефти τ, с – 65 Динамическая вязкость нефти µ, МПа·с - 4,5 Давление на входе в образец Рвх ·105Па – 1,6 Давление на выходе из образца Рвых ·105Па – 1,0 Решение. Коэффициент проводимости образца пород по нефти определяют по следующей формуле (2.4): К= Площадь поперечного сечения образца и расход жидкости флюда сквозь породу: F= м2 Q= 4.86·10-6 м3/с. Подставляем все значения в формулу и оределим коэффициент проницаемости: К= м2. Самостоятельная работа
4.6 Запасы нефти и газа Недра конкретного района характеризуются начальными потенциальными ресурсами нефти и газа. Это все ресурсы углеводородов, которые по геологическим оценкам и данным разведки могут содержаться в осадочных отложениях данного региона. Они представляют собой сумму категорийных запасов и ресурсов. Если в районе ведется добыча нефти и газа, то оставшиеся в недрах на определенный момент потенциальные ресурсы углеводородов называются текущими потенциальными ресурсами. Разделяет запасы нефти и газа на две группы. геологические запасы, подсчитанные непосредственно в залежи, удовлетворяющие производственным и горно-строительным условиям эксплуатации остаточные запасы, добыча которых нецелесообразна по таким причинам, как сложность условий эксплуатации в данном районе, недостаток продукции, плохое качество нефти и газа, низкая производительность скважин. Таблица 4.2-Классификация нефтяных и газовых месторождений по производственным запасам
«Статистический облик мировой энергетики» (Statistical Review of World Energy), по данным британской компании ВР на конец 2012 года Казахстан по запасам нефти – 12, по запасам газа – 21 место. Нефть Казахстана 30 млдр. баррель или 3,9 млрд. долл. тонн, что оценивается мировой нефти составил 1,8%. Самые передовые страны по всему миру из запасов нефти: Венесуэла (46,5 млрд. долл. США, 17,8%), Саудовская Аравия (36,5 млрд. долл. США, 15,9%) и Канада (28 млрд. долл. тонн, что на 10,4%). Мировые запасы нефти по общему расчету на конец 2012 года составили 235,8 млрд. долл.тонн. Казахстан по запасам газа составляет 1,3 трлн куб. м.м (составляет 0,7% от мировых запасов). Казахстанский газ будет разделен на Китай и Индия. Наибольшее количество запасов газа в мире приходится на Иран (33,6 трлн. куб. м, 18%), в России (32,9 трлн.долл. куб.м, 17,6%), в Катаре (25,1 трлн. куб. м, 13,4%). В целом по всему миру запасы газа составили 187,3 трлн.куб.м. 4.7 Нефтегазоотдача пласта Нефтеотдача – это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Текущая нефтеотдача изменяется во времени и возрастает по мере увеличения извлеченной из пласта нефти. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Нефтегазоносность зависит от нескольких факторов, которые оцениваются с коэффициентом извлечения нефти (КИН) ɳ. Обычно выделяют факторы, связанные с самим механизмом извлечения нефти из пласта, и факторы, характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку: ɳ= ɳ1 · ɳ2 (4.5) где ɳ1 – коэффициент вытеснения нефти из пласта; ɳ2 – коэффициент охвата пласта разработкой. Под коэффициентом вытеснения понимают отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой области. Под коэффициентом охвата понимается отношение объема породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы. Он характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, разрезающих рядов нагнетательных скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. Величина коэффициента извлечения нефти в большой степени зависит от режима работы (дренирования) залежи (пласта) и от того, применяются ли какие-либо технологии воздействия на пласт. жүктеу/скачать 5.67 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||