Особенности разработки месторождений природныхгазов содержащих неуглеводородные компоненты. Изменение и контроль концентрации неуглеводородных компонентов в процессе разработки.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 10Следующая ⇒

В последние годы открыто много месторождений, содержащих неуглеводородные соединения (сероводород, двуокись углерода, азот и т.д.) - ценное сырье для получения конечных продуктов. Важное значение имеют прогнозирование, регулирование и контроль концентраций ценных сырьевых компонентов и степень их извлечения из недр. Характерная особенность газовмещающих пород сероводородосодержащих месторождений – влияние деформационных свойств коллекторов на основные показатели разработки. При разработки таких месторождений необходимо учитывать особенности поведения природных газовых смесей и газовмещающих пород, содержащих сероводород и другие неу/в компоненты, применительно к изменяющимся термобарическим условиям, деформируемость пористых и трещиноватых пластов, проницаемость и пористость, реальные свойства газа зависящие от давления. Динамику концентраций сырьевых неу/в компонентов в процессе разработки.

На основе теоретических и экспериментальных данных изучены фильтрационно – емкостные свойства, особенности фильтрационного течения газов в пластах при переменных дебитах. Обоснована модель разработки таких месторождений. Созданы газодинамические методы прогнозирования, контроля и регулирования концентрации неу/в компонентов При разработке важное значение имеет учет изменения физических свойств пород в условиях деформаций под действием вышележащих горных пород.

Еще особенность – значительное содержание и неравномерно пространственное распределение неу/в компонентов в объеме залежи.. Важно начальное и текущее распределение этих компонентов.. Возможны отложения твердой серы в пласте, что влияет на продуктивность скважин, технологические режимы эксплуатации.. Также кислые компоненты оказывают сильное коррозионное воздействие.

Для контроля за изменениями концентрации неу/в компонентов необходимо создавать и совершенствовать методику химико - аналитических исследований.

Факторы, влияющие на изменение содержания какого – либо компонента в газе:

§ Растворимость компонента в воде, нефти и конденсате.

§ Термодинамическое поведение компонента при изменении давления и температуры

§ Система разработки залежи

Билет №5

Билет №6

1. Фильтрационно-емкостные свойства газонефтеносных пластов. Методы их определения. Неоднородность

1) Пористость – отношение суммарного объёма пор к общему объёму образца.

Опр-ют : -гидродинамика; - геофизика(КВД); - лабораторный.

Полная пористость отношение общего объёма пустот к объёму образца;

m=V_пор/V_обр=1-V_з/V_об=1-r_об/r_зерна

V_пор – определяется путём взвешивания сухого образца с последующим насыщением его под вакуумом жидкостью и взвешиванием: V_пор=(М_насыщ-М_сухого)/r_жидк;

Определение массы порошка сухого образца и пикнометра с водой и порошком.

Объём зёрен: V=(M₁-M₂-M₃)/r_воды; где М₁ – масса пикнометра с водой; М₂ – масса пикнометра с водой и порошком; М₃ – масса порошка

Открытая пористость: m_o – отношение объёма сообщающихся между собой пор к общему объёму образца породы m_o=V_о.пор./V_обр;

Эффективная пористость m_эф – отношение эффективного, т.е. насыщенного жидкостью, объёма пор, к объёму образца m_эф=V_эф/V_об;

Сухой образец взвешивают, насыщают керосином, потом вытесняют керосин. Объём вытесненного керосина принимают эффективному объёму пор образца.

V_эф=(M₁-M₂)/r_к, где M₁, M₂ – массы образца после насыщения керосином и после его вытеснения.

Динамическая пористость: m_д – отношение предельного极限 объёма воды, вытесняющей нефть или газ к объёму образца: m_д=(V_к-V_н)/V_об; где V_н, V_к – начальный и конечный объём воды в образце.

Трещиноватость – рассечённость极限 горных пород мелкими трещинами: M_т=bl/F;

b – раскрытость трещин; l – длина трещин; F – площадь шлифа.

2) Просветность (поверхностная пористость) S- отношение площади S всего сечения: S(n)=Sпл/S

3) Удельная поверхность пород U – отношение площади поверхности пустого пространства пористой среды Sп по всему оъему пористой среды V.: U=Sп/V

4) Проницаемость [1 м²] – свойство пористой среды пропускать через себя жидкость или газ

Абсол. проницаемость- проницаемость пористой среды, которая опред-на при наличии в ней лишь одной фазы.

Эффективная проницаемость пород для данной жидкости или газа при движении в них многофазных систем или наличие в порах подошвенной жидкости, а так же для жидкости, если влияние молекулярных сил между жидкостью и породой существенно.

Для оценки проницаемости газа и нефти обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси: V=Q/F=k*1/m*DP/DL

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной:

k=QmL/FDP; где Q – расход жидкости; F – площадь поперечного сечения породы; DP – перепад давления.

k_г=2QmP_атL / F(P₁²-P₂²); k_ф=Q_фm_фL / FDP

4) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформации)

Насыщенность

Содержание остаточной воды в газоносных коллекторах составляет 20-30%. Вода удерживается в порах в основном капиллярными и адсорбционными силами. Водонасыщенность определяется прямыми методами (пергонки, титрирование) и косвенными методами (измерение копилярного Р, по электропроводимости)

6) Неоднородность пласта хар-ся коэфф-том анизотропии пласта:

Если Кв=1мД и Кг=100мД следуем, что

Либо определяют по результатам ГДИ скважин.

Для газа это достаточно, а нефть не пойдет, т.к. в силу трения (вязкости) это недостаточно ей.

Изготавливают образец керна перпендикулярно к направлению отбора керна. Потом на установке пропускают газ под различным углом расположения керна. Снимается индикаторная кривая.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒