Контрольная работа: Свойства нефти и газа в залежах и месторождениях, их закономерности и изменения

Энергетическое состояние залежи также в значительной степени обус­ловлено ее температурным режимом и пластовым давлением. Говоря об энергии залежей, следует различать свободную химическую и потенциаль­ную энергию. Запасы свободной химической энергии (основной объект добычи) определяются количеством УВ и их химическим составом — од­нако энергия, как правило, не используется при разработке. Находящиеся в резервуаре вода, нефть и газ образуют энергетическую систему. Обычно (но далеко не всегда) основной запас потенциальной энергии такой си­стемы определяется энергией воды.[4]

Изменение пластовых давления и температуры в процессе разработки залежи.

Разработка залежей, сопровождающаяся изменением давления (иногда и температуры), нарушает термодинамические равновесия подземных флюидов и приводит к существенному изменению состава и свойств добываемых нефти и газа.

Для нефтяных залежей снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом вызывает снижение газосодержания пластовой нефти. Вследствие этого увеличиваются ее вязкость и плотность, уменьша­ется объемный коэффициент. Однако процессы подземной дегазации практи­чески не отражаются на свойствах добываемой нефти, но приводят к изме­нению состава попутно добываемого газа. В соответствии с особенностями растворимости газов в нефти при снижении пластового давления в залежи первыми переходят в свободную газовую фазу наименее растворимые азот и метан, затем при еще большем снижении давления освобождаются этан, пропан, бутан и др., а в конечной стадии дегазации — углекислота и серово­дород. В соответствии с этим попутные газы могут резко изменить свои со­став в процессе разработки на режиме истощения. Увеличение содержания СО₂ в составе попутного газа может быть вызнано его выделением не только из нефти в результате снижения пластового давления, но и из водорастворенного газа. Рост содержания СО₂ за счет его выделения из пластовых вод проявляется при сильном обводнении продукции на заключительной стадии разработки.[5]

В нефтяных залежах с газовой шапкой, содержащей много газоконден­сата, при снижении давления конденсат выпадает в жидкую фазу и смеши­вается с нефтью, в результате чего добываемая жидкая продукция характе­ризуется постепенным уменьшением плотности и увеличением выхода свет­лых фракций.

Для месторождений, нефти которых содержат большое количество пара­фина, выделение растворенного газа вследствие снижения пластового давле­ния и снижение пластовой температуры вследствие закачки холодной воды могут привести к выделению парафина из растворенного состояния в сво­бодную твердую фазу. Результат этого процесса — уменьшение содержания парафина в добываемой нефти и снижение ее плотности. Однако кристалли­зация парафина в пласте крайне нежелательна для разработки нефтяных месторождений, поскольку выпавшие кристаллы парафина резко ухудшают условия фильтрации нефти и приводят к снижению коэффициента нефтеотдачи. Для рациональной разработки таких месторождений необходимо ис­следовать распределение парафина в нефтях и условия его кристаллизации при изменении термобарических условий.

Тепловая обработка забоев скважин и тепловые методы воздействия на нефтяные пласты с парафинистой нефтью обычно приводят к увеличению со­держания парафина в добываемой продукции. Пар и горячая вода способ­ствуют выносу из пласта парафина с повышенной температурой плавления. При разработке чисто газовых залежей обычно не наблюдается сколько-нибудь существенных изменений содержания основных компонентой газа. Только на заключительных стадиях отбора газа при резко сниженном пла­стовом давлении состав газа несколько обогащается компонентами, ранее на­ходившимися в растворенном состоянии в погребенной и пластовой водах, например двуокисью углерода и севодородом. В связи с высокой раствори­мостью этих газов в воде их общее количество в погребенной воде может превышать запасы в свободной фазе и при большом снижении пластового давления выделение этих газов из воды приводит к заметному возрастанию их содержания в составе добываемого газа. В частности, содержание серо­водорода к концу разработки некоторых газовых залежей увеличилось в 2 - 4 раза. Для прогноза столь существенных изменений состава газа необходимо подсчитать начальные запасы этих компонентов как в свободном газе, так и в водорастворенном и знать изменения их растворимостей в зависимости от падения пластового давления. Следует также учитывать, что в пустотном пространстве коллекторов многих газовых залежей содержится помимо по­гребенной воды связанная нефть, в которой кислые компоненты газов (СО₂ и H₂ S) также хорошо растворяются. Поэтому связанная нефть газовых за­лежей может быть дополнительным источником обогащения газов углекисло­той и сероводородом на заключительной стадии разработки.[6]

Список литературы

1. Габриэлянц Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2003. – 285 с.

2. Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа. – М.: Недра, 2002. – 485 с.

3. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. – М.: Недра, 2003.-464 с

4. Соколов В. Л., Фурсов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2000. – 296 с.

5. Справочник нефтепромысловой геологии/Под ред. Н. Е. Быкова. – М.: Недра, 2001. – 525 с.

6. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/Под ред. И. П. Чаловского. – М.: Недра, 2000. – 376 с.

[1] Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. – М.: Недра, 2003.-С. 96.

[2] Справочник нефтепромысловой геологии/Под ред. Н. Е. Быкова. – М.: Недра, 2001. – С. 132.

[3] Габриэлянц Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2003. – С. 65.

[4] Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/Под ред. И. П. Чаловского. – М.: Недра, 2000. – С. 54.

[5] Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа. – М.: Недра, 2002. – С. 208.

[6] Соколов В. Л., Фурсов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2000. – С. 56.