На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Разработка нефтяных и газовых месторождеий

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 19.10.2012. Сдан: 2012. Страниц: 9. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


?Введение.
Для выполнения данной работы были поставлены следующие задачи:
I - Ответить на вопросы:                                                                                                                                      
1.      Состав и свойства природного газа.
2.      Состояние углеводородных смесей взависимости от давления и температуры. Диаграма фазовых состояний.
3.      Выбор и расположение нагнетальных скважин.
II - решить задачи:
1) Для решения  первой задачи необходимо:                                                                    - определить количество нефти, которое можно получить из залежи за счет свойств среды внутри контура нефтеносности при              падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения.
2) Для решения второй   задачи необходимо:                                                                            - Определить продолжительность вытеснения нефти паром, общую продолжительность тепловой обработки пласта, дебит скважины после обработки паром.
3) Для решение  третьей  задачи необходимо:                                                                                    -  Рассчитать приемистость нагнетательной скважины и потери давления при заводнении пласта в наземном трубопроводе и в скважине.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3 Вариант.
3, 28, 53
1.      Состав и свойства природного газа.
              Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.
              Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта.
Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.
              В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.
              Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.
              От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти.
Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.
Состав природных газов.
Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородных компонентов (СН4 – С22Н46), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He).
При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 3.1).
Химический состав газа газовых месторождений, об. %
Таблица 3.1
Месторождение
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
N2
СО2
Относит. плотность
Северо-Ставропольское
98,9
0,29
0,16
0,05

0,4
0,2
0,56
Уренгойское
98,84
0,1
0,03
0,02
0,01
1,7
0,3
0,56
Шатлыкское
95,58
1,99
0,35
0,1
0,05
0,78
1,15
0,58
Медвежье
98,78
0,1
0,02


1,0
0,1
0,56
 
Содержание метана на газоконденсатных месторождениях – 75-95% (табл. 3.2).
Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %
Таблица 3.2
Месторождение
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
N2
СО2
Относит. плотность
Вуктыльское
74,80
7,70
3,90
1,80
6,40
4,30
0,10
0,882
Оренбургское
84,00
5,00
1,60
0,70
1,80
3,5
0,5
0,680
Ямбургское
89,67
4,39
1,64
0,74
2,36
0,26
0,94
0,713
Уренгойское
88,28
5,29
2,42
1,00
2,52
0,48
0,01
0,707
 
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана – около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40% , реже – до 60% (табл. 3.3).
Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %
Таблица 3.3
Месторождение
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
N2
СО2
Относит. плотность
Бавлинское
35,0
20,7
19,9
9,8
5,8
8,4
0,4
1,181
Ромашкинское
3838
19,1
17,8
8,0
6,8
8,0
1,5
1,125
Самотлорское
53,4
7,2
15,1
8,3
6,3
9,6
0,1
1,010
Узеньское
50,2
20,2
16,8
7,7
3,0
2,3

1,010
 
Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).
                            (3.1)
Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С2Н6) и выше.
Лёгким нефтям свойственны жирные газы:
 
                            (3.2)
28. Состояние углеводородных смесей взависимости от давления и температуры. Диаграма фазовых состояний.
В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяются давление, температура, количественное соотношение нефти и газа. Это сопровождается непрерывным изменением состава газовой и жидкой фаз и переходом различных углеводородов из одной фазы в другую. Особенно быстро такие превращения происходят при движении нефти по стволу скважины от забоя к устью.
Дальнейшее движение нефти и газа к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями. Закономерности фазовых переходов и фазовое состояние газонефтяных смесей при различных условиях необходимо знать для решения многих задач.
Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются:
?      темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока;
?      наличие в составе нефти лёгких углеводородов (С2–С6);
?      молекулярная масса нефти;
?      вязкость нефти.
Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 4.1 представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок – двухфазной газожидкостной области, левый участок – жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума – кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.
              С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.
 
 
 
 

 
Для индивидуальных углеводородов граничным давлением между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров (при данной температуре), при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью.
Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 4.2). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.
Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С (рис. 4.2). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

 
Рис. 4.2. Диаграмма фазового состояния чистого этана в координатах Т-Р.
Из рисунка 4.2 следует, что путём соответствующих изменений давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. 4.2), можно изобарически нагреть до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D, расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.
Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем.
В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему. Более подробную информацию по фазовым переходам многокомпонентных систем можно найти в литературе [3, 4].
53. Выбор и расположение нагнетальных скважин.
Конструкция нагнетательных скважин не отлтчается от добывающих. Некоторое количество добывающих скважин, окахавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных.
Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.
Надпакерное пространство заполняют нейтральной к металлу жидкостью (можно нефтью).
Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема оды и зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей.
Целесообразно применение всиавных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься мз скважины и очищаться.
Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций: помывок, освоения, обработок и т. д.
Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура типа 1АНЛ-6-200.
Освоение нагнетательных скважин- комплекс мер, связанх с пуском ее в работу.
В большинстве своем — это работы, проводимые для эксплутационных скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяныж, причем проработавших длительное время возникает специфических трудностей.
Свабирование представляет собой наиболее простой и довольно эффективный способ освоения скважин.
Гидросвабирование — метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и ее прекращение с выбросом на поверхность, определенной порции жидкости из пласта, содержащей постороние примеси. Эффективностьметода состоит в создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье скважины.
Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны пробуренной скважины от глигистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НС1), серная (Н2SО4), плавиковая (FH) и другие кислоты.
Если нефтесодержащие породы сложены известняками, доломитами, то для таких пластов рекомендуется соляная кислота.
Следует выделить работу по своению под закачку скважин, ранее работающих, как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит с том, что воздействие на них кислотой не привдит а ффекту вследствие покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой, для освоения таких пластов предложена технология, базирующаяся на предварительной закачке в пласт растворителя, его выдержке в ПЗП и последующей промывке скважины.
Гидравлический разрыв пласта является одним и эффективных способов освоения нагнетательных скважин. Технология и техника ГПР не отличается от принятой для добывающих скважин.
 
 
 
 
 
 
 
Задача 1
Определить количество нефти, которое можно получить из залежи за счет свойств среды внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения. За период падения давления в пласте до уровня давления насыщения добыча нефти составила 5х106 м3 . исходные данные – в таблице.

Параметры:
Вариант 1:
1.
 
Площадь нефтеносности залежи F,
км2.
 
12
2.
Средняя мощность пласта h, м.
12
3.
Пористость горных пород m, д.ед.
0,22
4.
Количество связанной воды S, %
20
5.
Пластовая температура Тпл, К.
331
6.
Начальное пластовое давление Рпл МПа.
18
7.
Давление насыщения Рн , МПа.
8
8.
Коэффициент сжимаемости пор породы ?п , 1/МПа.
2х10 – 4
Решение:
1.      Определить коэффициент сжимаемости нефти по формуле:
?н  =
              ?н=1,025-1,022/1,022*10=0,003/10,22=0,0003
              ?Р  = Рпл – Рнас = 18 - 8 = 10 Мпа
2.      Определить коэффициент упругоемкости залежи по формуле:
              ?* = m ?H + ?П , 1/МПа;
?*= 0,22 * 0,0003 + 2х10 – 4 = 0,00006 + 0,0002=0,00026
3. Определить объем нефти:
?VH = ?* V ?P = 0,00026 * 144*10 = 0,37 м3.
V = Fh = 12 * 12 = 144 м3.
?Р  = Рпл – Рнас = 18 - 8 = 10 МПа.
4. Определить начальный объем нефти в залежи в пластовых условиях:
VH = F * h * m* (1 -S)/bH , м3,
  VH = 12 *12 * 0,22 * (1 – 0,2)/1,027 = 24,68 м3.
5. Определить коэффициент нефтеотдачи по формуле:
Кот = ?VH * 100/VH 
Кот = 0,37 *100/24,68 = 1,5  %
Задача 2
Определить продолжительность вытеснения нефти паром, общую продолжительность тепловой обработки пласта, дебит скважины после обработки паром. Изучить схемы площадного заводнения. Исходные данные в таблице.

Наименование:
Вариант 3:
1.
 
Расстояние между эксплуатационными и нагнетательными скважинами R, м.
 
100
2.
Средняя мощность пласта h, м.
20
3.
Пористость пласта m, д.ед.
0,20
4.
Остаточная нефтенасыщенность пласта ?.
0,5
5.
Прирост температуры перегретого пара относительно начальной температуры ?Тп , 0К.
 
700
6.
Прирост температуры холодной воды до точки кипения ?ТВ , 0К.
150
7.
Удельная теплоемкость воды св , 0К.
1,0
8.
Удельная теплоемкость перегретого пара сп , 0К.
0,5
9.
Теплота испарения воды i, ккал/кг.
500
10.
Теплота сгорания природного газа Q, кал/кг.
8х106
11.
Подача нагнетательной установки qн , м3/сут.
500
 
Решение:
1.      Определить объем пласта, подвергнутого тепловой обработке по формуле:
VП = ? R2h, м3,
VП = 3,14 * 1002 * 20 = 628000 м3.
2.      Определить запасы нефти на начало тепловой обработки по формуле:
V = VП m ?, м3,
V = 628000 * 0,20 * 0,5 = 62800 м3.
При вытеснении нефти паром можно получить 80% этих запасов нефти, т.е. V1 = 0.8VП m ?, м3,
V1 = 0.8 * 628000* 0.20 * 0.5 = 50240 м3.
3.      Определить объем призабойной зоны по формуле:
V0   = . м3,
V0   = 628000/1+(700/150)+(1+1-150/500)=628000/6,97=90100,43 М3
4.      Определить объем предварительно прогреваемой призабойной зоны:
V01 = (V0/ VП) * 100% = (90100,43/628000) * 100% =14,35 %
5.      Определить количество тепловой энергии, необходимое для нагрева призабойной зоны:
Q1  = (?TП - ТВ) * i * V0, кал,
Q1=(700-150)*500000*90100,43= 24777618250000 кал.
6.      Определить общее количество газа, необходимое для получения этой энергии (с учетом 25%  на тепловые потери):
VГ = 1,25 * Q1/Q
            VГ=1,25*24777618250000/8х106=3972022812500/8000000=3871502,85м3
7.      Лабораторными опытами установлено, что на сгорание 1 м3 газа требуется м3 воздуха. Поэтому расход воздуха составит:
VВ = 9,5 * VГ
VВ = 9,5*3871502,85 = 36779277,075 м3.
8.      Определить объем газовоздушной смеси по формуле:
              Vсм = VГ + VВ
              Vcм=3854911,3+ 36779277,075 = 40650779,925 м3
9.      Определить радиус предварительного обогрева пласта по формуле:
R0  = , м
R=89714,3/3,14*20=4,8 м
10. Определить продолжительность нагрева пласта по формуле:
tH = VCM/Kпрм
tн=40650779,925/1х105 = 406,51 сут
11. После прогрева призабойной зоны необходимо максимально быстро провести нагнетание воды с тем, чтобы своевременно получить пар для обрабтки всего пласта. Общий объем, необходимый для нагнетания, определить по следующей формуле:
QВ = (сП/сВ) * Vп
QВ = (0,5/1,0) * 628000 =  314000 м3.
12. Определить продолжительность вытеснения нефти паром:
tB = QB/qH
tB =314000/500=628 cут
13. Определить общую продолжительность тепловой обработки ПЗП:
Tоб = tH + tB
tоб = 406,51 + 628 = 1296,51 сут.
 
 
 
 
 
 
Задача 3
              Рассчитать приемистость нагнетательной скважины и потери давления при заводнении пласта в наземном трубопроводе и в скважине. Исходные данные в таблице:

и т.д.................



Наименование:
Вариант 1:
1.
 
Проницаемость пласта k, м2.
0,8х10-12
2.
Эффективная мощность пласта h, м.
15
3.
Забойное давление Рзаб, МПа.
22,0
4.
Пластовое давление Рпл , МПа.
17,0
5.
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины ?
0,8
6.
Кинематическая вязкость воды ?, м2/с.
1х10-6
7.
Расстояние между нагнетательными скважинами RK , м.
400
8.
Радиус забоя скважины rc , м.
0,075
9.
Длина наземного водовода L, м.
3000

Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.