Определение направления ствола скважины в пространстве.
Билет № 81
Свойства природных углеводородных газов
Природные углеводородные газы состоят в основном из гомологов метана (предельных углеводородов), имеющих общую формулу СnН2n+2. Чем легче газ, тем больше его содержание в смеси. .
По условиям залегания природные газы можно разделить на:
сухие; попутные нефтяных месторождений; газоконденсатных месторождений; каменноугольных месторождений.
Сухие газы состоят на 97 - 98 % из метана, остальную часть составляют более тяжелые гомологи (этан, пропан, бутан и др.).
Попутный газ представляет собой более жирную смесь предельных углеводородов. Доля этана, пропана, бутана составляет уже от 10 до 50 %. Кроме того, возможно присутствие углекислого газа, азота, гелия, аргона, сероводорода, водорода.
В газах газоконденсатных месторождений содержание тяжелых предельных углеводородов составляет около 10 %.
Газы каменноугольных месторождений состоят преимущественно из метана, азота и углекислого газа. Присутствие азота и углекислого газа объясняется сообщением угольной шахты с атмосферой.
Основными физическими свойствами углеводородных газов являются плотность, молекулярная масса, вязкость, растворимость в нефти или , воде.
Углеводородные газы химически инертны, они не реагируют со щелочами и слабыми кислотами, но хорошо растворяются в органических растворителях (нефтях). I
|
|
|
Конденсат. может образоваться только в результате сепарации газовой смеси, когда по мере снижения пластового давления или температуры происходит конденсация углеводородов.
Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат характеризуется достаточно высоким содержанием легких углеводородов (до C5). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давления или температуры. В результате такого изменения термобарических условий может быть получен конденсат, в котором содержание легких углеводородов сводится к минимуму. Такой конденсат называется стабильным.
Плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 00С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).
Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.
|
|
|
Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле
S = a Pb ,
где S – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям; Р – давление газа над жидкостью, a ‑ коэффициент растворимости газа в жидкости , характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа; b- показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение a и b зависят от состава газа и жидкости.
На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом.
вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 00С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.
|
|
|
Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 10С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м3.
Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.
Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние.
Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.
|
|
|
Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана » 4,7 МПа, а критическая температура ‑ 82,50С.
Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.
Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15%. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.
2. Совместная работа центробежного насоса и трубопровода.
В общем случае энергия насоса расходуется на преодоление разности геодезических отметок ж-ти в конце и начале трубопровода (Z2-Z1=HГ,), разности давлений на поверхности жидкости в конце и начале трубопровода и на преодоление гидравлич. сопротивлений в трубопроводе. Т.о. потребный напор для трубопровода определяется выражением:
Hпотр=(P2-P1)/pg+Hг+h =
=(P2-P1)/pg+Hг=Нст=А=const f(Q)
λ - к-т гидравлических сопротивлений по длине
l- длина трубопровода
ξ- к-т i-oгo сопротивления
А- площадь внутреннего сечения трубопровода, если он полностью дополнен жидкостью.
Hпотр=A+B*Q2
Т.о зависимость потребного напора от подачи на графике изобразится параболой, положение которой будет определяться к-м А, а крутизна к-м В. Графическое изображение Hпотр(Q) наз-ся хар-ой трубопровода. Точка пересечения этих характеристик наз-ся рабочей точкой (Hпотр=Hразв) системы. Эта точка определяет подачу сис-мы Q и гидросопротивление при данной подаче Рабочей точкой насоса наз-ся точка, опред-я параметры Q-H работы насоса. Рабочая точка насоса должна находиться (для экономической работы) в его рабочей зоне. Если на систему трубопроводов работает несколько насосов, то для опр-ия параметров работы системы необходимо построить суммарную хар-ку всех насосов, точка пересечения суммарных хар-к насосов и трубопровода определит параметры работы системы в целом.
3. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов.
На увеличение выработки пластов после обводнения продукции скважин (около 90 %) направлены методы форсирования отбора жидкости с применением высокопроизводительных насосов. Эффективность данного метода зависит от многих факторов: расположения скважин на залежи, удаленности от линии нагнетания, характера обводнения и др. С учетом условий применения метода нефтеотдача повышается на 2 - 3 % . Наиболее благоприятны для применения данного метода скважины, в которых процесс обводнения протекал равномерно и характеризовался низкими темпами. Однако анализ и фактические данные по форсированию отбора жидкостей из пластов показывает, что в настоящее время отсутствуют критерии применения метода в зависимости от физико-геологических и технологических условий разработки месторождения.
Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Р3).
Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Р3. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.
Билет № 82
Определение направления ствола скважины в пространстве.
Направление ствола скважины контролируется в полярной системе координат по радиусу до точки наблюдения, по вертикальному углу искривления ствола скважины и азимуту. Радиус – длина ствола скважины. Вертикальный угол – угол, образованный направлением к центру земли до оси ствола скважины. Азимут – угол, образуемый направлением на географический полюс по часовой стрелке до горизонтальной проекции оси ствола скважины. Магнитный азимут – угол, образованный направлением на магнитный полюс земли по часовой стрелке до горизонтальной проекции оси скважины. Угол между географическим и магнитным азимутом называется магнитным склонением. Приборы, позволяющие измерять направление ствола скважины называются инклинометрами. Они бывают омические, феррорезонансные, гироскопические. Для измерения вертикального угла применяется датчик, работающий по принципу вертикального отвеса. Перпендикулярно оси прибора закреплен омический датчик, отвес непрерывно направлен к центру земли, в верхней части прибора датчик магнитного азимута, горизонтально расположено омическое круговое сопротивление и магнитная стрелка на острие иглы. Электрическая схема выполнена в виде мостовой схемы. Периодически включается либо датчик вертикального угла, либо датчик магнитного азимута. Измерения точечные, поинтервальные через 20м. ствола скважины. В интервале искривления – через 1-2м.
По данным строят вертикальный профиль скважины, определяют вертикальный угол, рассчитывают удлинение ствола скважины. По горизонтальной проекции (проложению) и географическому азимуту строят инклинограмму, которая позволяет определить положение фактического забоя на сетке разбуриваемого месторождения, оценить смещение, дирекционный угол ствола скважины и попадание в круг допуска.
1- Круговое сопротивление с магнитной стрелкой; 2- вертикальный отвес; 3- сопротивление.
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 243; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!