1. Пористость горных пород. Виды. Значения.

Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пор.

Пористость - безразмерная величина, она не зависит от размера частиц, составляющих пористую среду.

Отношение суммарного V пор к общему V образца породы называется коэф. полной пористости.

У песков 6-52%, у известняков и долонитов от 0,65-33%, песчаники 13-25%.

Часть пор является закрытыми, т.е. изолированными друг от друга, что делает не возможной миграцию через них: нефти, газа, воды.

Поэтому используется коэф. открытой и эффективной пористости.

Открытая пористость это отношение к объему образца суммарного V пор, сообщающихся между собой.

Эффективная пористость - это относительный V пор по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.

2. Понятие о породе коллекторе. Форма и размеры поровых каналов.

Коллекторы - это любые ГП, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при наличие перепада давления.

Типы коллекторов: поровые; кавернозные; трещиновые.

Каналы, образуемые порами, могут быть условно разделены на 3 группы:

А) крупные (диаметр >0,5 мм)

Б) капиллярные 0,5 0,0002 мм;

В) субкапиллярные - < 0,0002 мм.

3. Насыщенность ГП водой, нефтью, газом. Виды. Значения.

Нефтенасыщаемость (газо - или водонасыщяемость) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте.

Количественно ее оценивают величиной коэф. нефтенасыщяемости (газа или воды), который находится как доля V пор заполненных нефтью (газом или водой).

4. Проницаемость ГП. Виды, значение.

Под проницаемостью ГП понимают способность пористой среды пропускать через себя жидкости или газ.

Проницаемость ГП характеризуется коэф. проницаемости (м2). Именно от проницаемости зависит производительность нефтяных и газовых скважин

Если через ГП фильтруются вещества не физически, не химические, не взаимодействующие с поверхностью пор, то это будет абсолютная проницаемость. Если в породе находится не одно вещество, то говорят об эффективной проницаемости (фазовой). Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной (фазовой) проницаемости к абсолютной проницаемости.

5. Закон Дарси. Единицы измерения проницаемости. Значения.

Закон Дарси (з-н движения жидкости в пористой среде) обычно используют при расчетах режимов разработки нефти и газа.

Дарси закон устанавливает линейную зависимость между объемным расходом жидкости или газа и гидравлическим градиентом (уклоном, перепадом давления) в пористых средах

Формула, выражающая линейный Дарси закон, имеет вид:

? = Q / F = ( k / ? ) (?p / L)

где ? - скорость фильтрации жидкости или газа

Q - объемный расход

F - площадь поперечного сечения образца или эффективная площадь рассматриваемого объема пористой среды

k - коэффициент проницаемости среды

? - динамическая вязкость жидкости или газа

?p - перепад давления на длине среды L.

V~?p/?R

?R - Длинна керна

?p - Изменение давления

Закон Дарси: Линейная скорость фильтрации прямопропорцнональна градиенту V:

Можно узнать какова фильтрация через горную породу.

6. Формирование месторождений нефти и газа.

Для формирования крупных скоплений Н и Г необходимо выполнений ряда условий: наличие проницаемых ГП (коллекторов); непроницаемых ГП, ограничивающих Н и Г; наличие пласта

особой формы в который Н и Г оказываются в тупике (ловушке).

Миграция Н и Г-основное условие формирование их скоплений.Миграция происходит из области высокого Р в область низкого Р, вдоль непроницаемых ГП. Попав в ловушку Н Г и В под действием сил гравитации расслаиваются: газ ( легкая ) -вверх,

вода ( тяжелая ) - вниз, нефть - промежуточный слой.

Залежь - единичное скопление в породе коллекторе. Месторождение совокупность залежей. Поверхность разделения Н и В называется водонефтяным контактом.

7. Классификация месторождений Нефти и Газа.

Газовое месторождение содержит только газовые залежи, состоящие более чем на 90% из метана.

Газогидратное месторождение - газ в пласте находится в твердом состояние.

Газоконденсатные месторождение - это месторождение из газа который при снижении Р до атмосферной выделяют жидкую фазу - конденсат.

8. Состав и основные свойства нефти и газа. Единицы измерения плотности и вязкости нефти.

Состав нефти различают:

а) элементный: углерод (83 - 87%), водород (11- 14%), сера (до 7%), азот (1,7%) кислород (3.6%)

б) фракционный сост. - определяется при разделении соединений по t0 кипения. Фракцией называется доля нефти, выкипающая в опред. интервале t0;

в) под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов и соединений.

Состав газа:

Метан (65,45%), Этан (13,64%), Пропан (7,27%), Прочие компоненты (13,64%)

Свойства Нефти:

1) Физ. свойства (плотность, вязкость)

2) испаряемость

3) токсичность

4) пожара взрыва опасность.

Свойства Газа:

1) Плотность

2) Удельный Объем

3) Теплоемкость

4) Теплота сгорания

5) Токсичность

6) Взравоопасность

Единицы измерения плотности и вязкости нефти:

Плотность [кг/м3]

Вязкость [кг/(сек*м2)]

Вязкость это свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних его частиц относительно других.

9. Давление насыщения нефти газом. Зависимость плотности и вязкости нефти от давления и температуры.

Дав. насыщения. - Давление, ниже которого начинается выделение растворенности в нефти газа.

Техничный характер зависимости m мю н от Р. С ЛР сверх атм.. m мю пластовой Н сначала падает в

соответствии с уравнением прямой.

На 1-ом участке слк-вар-ра сл пластового Р это приводит к уменьшению вязкости. Min величина вязкости имеет место, когда Р в пласте становится = пластовому Р нас. Последующее А вязкости при дальнейшем Л

Р обусловлен тем, что количество растворенного в Нефти Газа > не А,а она продолжает

снижаться. Вязкость газа изм., неоднозначно.

10. Вывод и анализ формулы Дюпюи.

11. Освоение эксплуатационных скважин. Перечень основных видов работ при освоении.

Под освоением понимается комплекс работ по:

1) вызову притока нефти из пласта скважины

2) воздействие (при необходимости) на породу призабойной зоны пласта (ПЗП) с целью восстановления или повышение ее проницаемости

3) установление технологического режима работы скважины (величина долота, Р, t на устье).

12. Сущность вызова притока из пласта в скважину. Технология основных способов вызова притока.

Сущность: Рзаб < Рпл.

Для фонтанных и газлифтных основными способами вызова притока явл.:

1) замена скваженной жидкости на рабочий агент меньшей ?.

2) компрессорный способ (закачка в скв. газа).

Резко изменять ? бурового р-ра нельзя.

Если скважина эксплуатируется насосами, то вызов притока осущ. этими насосами (откачивание р - ра, Р на забое уменьшается).

13. Общая характеристика способов эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Способы эксплуатации:

1) Фонтанный (поднимается за счет пластовой энергии) Епл = Ест + Етр + Еуск + Еу + Есбор

2) Механизированные:

- Газлифтный (с помощью энергии сжатого рабочего агента)

- Насосный (извлечение нефти с помощью насосов различных типов: ШСН, ЭЦН, ЭВН).

В наши дни основной объем нефти добывается с помощью ЭЦН.

14. Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин. Виды фонтанирования.

Фонтанирование - процесс подъема нефти от забоя до устья под действием только пластовой энергии.

Фонтанирование нефтяных скважин обычно происходит в начале разработки, когда запас пластовой энергии велик и давление на забое скважины достаточно большое, чтобы поднять жидкость до устья скважины.

Существует 2 вида фонтанирования:

а) Артезианское (Руст ? Рнас) нет газовой фазы

б) газлифтное: - Руст < Рнас и Р = Рнас, Рзаб > Рнас; - Рзаб = - Рнас (по всей длине скв движется ГЖС).

15. Назначение и классификация арматуры фонтанной. Регулирование режима работы фонтанных скважин.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки (трубной головки) и фонтанной елки.

Функции АФ:

- герметизация устья скважины

- управление, контроль и регулирования режима работы скв.

- направление продукции скв. через манифольд в систему сбора и подготовки нефти и газа

- полное закрытие или глушение скважины

- подвеска одного или двух рядов НКТ

- обеспечение спуска в скв. приборов, устройств, оборудования.

Классификация АФ:

- по рабочему давлению от 14 - 140 МПа

- размером проходного сечения ствола 50 150 мм

- по числу спускаемых в скв. рядов НКТ на однорядные и двурядные

- по типу запорных устройств с задвижками или кранами

- конструкции фонтанной елки на крестовые и тройниковые.

Для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие устройства - дроссели (штуцеры), создающие местные гидравлические сопротивления потоку.

Простейший дроссель выполняется в виде стального диска толщиной 7 - 10 мм, зажимаемый между двумя фланцами, в центре которого имеется отверстие (рис. 6). Диаметр отверстия меняется от 3 до 35 мм.

Дроссели выпускаются двух видов:

- регулируемые;

- нерегулируемые.