Автор работы: Пользователь скрыл имя, 12 Декабря 2013 в 13:16, контрольная работа
Нефть и газ - это тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. горючих органических пород.
Говоря о составе нефти, различают элементный, фракционный и групповой составы.
Газовый режим (режим расширяющегося газа). При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт—газопровод, является давление, создаваемого расширяющимся газом. На глубокозалегающих газовых месторождениях незначительное влияние может оказать упругость газоносного коллектора. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.
Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.
Упругий режим связан с
упругими силами воды и породы. Жесткий
режим газовой залежи связан с
наличием активных пластовых вод
и характеризуется тем, что при
эксплуатации в газовую залежь поступают
подошвенные или краевые воды,
в результате чего не только уменьшается
объем пласта, занятого газом, но и
полностью восстанавливается
На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.
При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.
Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.
В большинстве своем газовые
месторождения в начальный
При эксплуатации газоконденсатных
месторождений с целью
В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.
Определение режима работы
залежи. До начала разработки газового
месторождения можно высказать
только общие соображения о
Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса
,
где - начальное, текущее и добытое количество газа.
Заменяя в последнем уравнении G через объем W и плотность r газа, а также выражая плотность через давление из обобщенного уравнения состояния имеем
,
где рн и рт - пластовые средневзвешенные по объему порового пространства залежи абсолютные давления соответственно начальное и текущее; Wн , Wт - начальный, текущий объемы порового пространства, занятые газом; Wв - объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления с рн до рт ; Qд — количество газа, добытое из залежи при снижении давления с рн до рт , приведенное к стандартным условиям; zн , zт , zст — коэффициенты сжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (zст =1), Rн , Rт , Rст —газовая постоянная при начальных. текущих и стандартных условиях; Тн и Тк — температура в залежки соответственно начальная и текущая; Тст=293К. Можно считать, что при движении газа в пласте
Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа,
Значение R. может изменяться в процессе эксплуатации газо-конденсатных месторождений.
При газовом режиме в уравнении Wв=0 и Wн=W=const. В этом случае уравнение перепишется в виде:
,
где
Для газоводонапорного режима, при котором отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость запишется несколько в другом виде
.
Газовый режим работы залежи характеризуется тем, что отношение количества газа Qд, добытого за определенный промежуток времени, к паданию давления в залежи за тот же промежуток времени есть величина постоянная
.
Если a в процессе эксплуатации увеличивается, то режим залежи газоводонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение a со временем уменьшается.
Для многопластовых месторождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнения, в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекшего газа.
Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения (приведенного средневзвешенного пластового давления газовой залежи) от суммарного отбора газа Qд во времени (рисунок 03, кр.1). Как видно из данного рисунка при газовом режиме зависимость между приведенным пластовым давлением и количеством отобранного газа в процессе разработки носит линейный характер. При этом, если в зависимости не учитывать коэффициент сжимаемости, то значение a не является постоянным, а увеличивается с падением давления (рисунок 03, кр.5). Поэтому режим разработки залежи ошибочно можно принять за газо-водонапорный.
При водонапорном режиме характер изменения приведенного пластового давления в зависимости от количества отобранного газа отличается от характера изменения этих параметров при газовом режиме. Теоретически при жестководонапорном режиме постепенно уменьшается объем залежи, занятый газом, и имеет место полное восстановление пластового давления, т. е. значение в процессе разработки залежи должно оставаться постоянным (кр.2).
При упруговодонапорном (газоводонапорном) режиме часть энергии сжатого газа в пласте по мере истощения залежи восполняется энергией внедряющейся воды. Как правило, в процессе разработки газовых месторождений в этом случае в начальной стадии характер падения пластового давления аналогичен характеру при газовом режиме (кр.3). Это объясняются незначительным поступлением воды в начальный период в газовую залежь. Различать газовый и упруговодонапорный режимы при прямолинейной зависимости от Qд можно лишь в том случае, если есть дополнительная информация. В частности: по данным изменения уровня воды в пьезометрических скважинах; по результатам ядерно-геофизических исследований скважин, вскрывших ГВК путем прослеживания положения ГВК в процессе разработки; по данным, полученным при обводнении и после гидрохимического анализа воды, добываемой с газом.
Список использованной литературы