Требования к кондициям товарной нефти определены ГОСТ Р 51858-2002.

Классификация физико-химических параметров по количественному признаку для нефтей и требования к кондициям товарной нефти определены ГОСТом Р 51858.

Классификация и условное обозначение нефтей:

1. По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

2. В зависимости от массовой доли серы (%) нефть подразделяют на классы 1-4: малосернистая - до 0,60 включ.; сернистая- от 0,61 > 1,80; высокосернистая- > 1,81> 3,50; особо высокосернистая- > 3,50.

3. По плотности, а при поставке для экспорта - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефти подразделяют на пять типов, плотность которых при 20 оС составляет (таблица 2):

(Примечание: 3 и 4 типы на экспорт не предъявляются).

4. По степени подготовки нефть разделяют на группы 1-3 (таблица 3).

5. По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть разделяют на виды 1-3 (таблица 4).

6. Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующих обозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт к обозначению типа добавляется индекс "э". Структура условного обозначения нефти: класс, тип, группа, вид, обозначение настоящего стандарта.

Геологическое обоснование методов и систем разработки нефтяных месторождений.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости – о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

Специалистами в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Из них выбирают оптимальный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к рациональной системе разработки. Оптимальный вариант выбирают на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геолого-промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение соответствующей системы разработки дает возможность в значительной мере снивелировать неблагоприятные геолого-промысловые особенности эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом. Геологическая модель залежи представляет собой комплекс промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами, а также словесное описание особенностей залежи. Среди графических карт и схем обязательны:

-сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения;

-структурные карты, отражающие тектоническое строение залежей;

-карты поверхностей коллекторов с нанесением начальных контуров нефтегазоносности;

-детальные геологические профили с отражением условий залегания нефти и газа;

-карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности);

-карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в целом по залежи и по отдельным пластам.

При специфических особенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы:

- карты распространения коллекторов разных типов,

- начальная нефте(газо)насыщенность пород-коллекторов;

- полная, эффективная нефте(газо)насыщенная толщина;

- толщина проницаемых разделов между пластами;

- физико-химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды.

При этом для каждого параметра указываются:

- число определений разными методами и число исследованных скважин;

- оценка неоднородности на всех иерархических уровнях;

- среднее значение по объекту в целом и по его частям.

К группе цифровых данных относятся также:

- статистические ряды распределения проницаемости;

- микро- и макронеоднородность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.);

- результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предполагается.

К важнейшим цифровым данным, необходимым для проектирования, относятся:

- балансовые запасы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов;

- размеры частей залежи: чисто нефтяной, водонефтяной, нефтегазовой, нефтегазоводяной, газоводяной.

В числе кривых, характеризующих зависимости между параметрами, используются:

- кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры,

- зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим, и на основе всех названных выше материалов излагаются основные геолого-физические особенности залежи, определяющие геологическое обоснование системы разработки и влияющие на ожидаемые показатели разработки.

Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и законтурного заводнения.

При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, что эту сложную кинематику можно с большой степенью точности представить как сумму двух видов потоков плоскопараллельного и радиального вблизи добывающих скважин.

Принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией расположения скважин - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление при радиальной фильтрации вблизи скважин внутренним сопротивлением призабойной зоны скважин.

Формулы гидродинамических расчетов дебитов и давлений выведены при следующих упрощающих решение предпосылках:

1. Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны.

2. Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы!

3. Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.

4. Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду. Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.

Между гидродинамическими и электрическими процессами существует аналогия, которая выражается в следующем:

1.изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления в пласте

2.электрическое сопротивление участка электрической цепи пропорционально (аналогично) гидродинамическому сопротивлению участка моделируемого пласта

3.сила тока, протекающего между узлами сетки, пропорциональна (аналогична) количеству жидкости, протекающему через участок моделируемой цепи

При этом справедлив закон Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках:

На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Кирхгофа, по которому алгебраическая сумма сил токов, исходящих из узла разветвленной цепи, равна нулю в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.

Решение задачи сводится к умению составления систем уравнений, связывающих взаимовлияние дебитов, давлений, числа скважин, характеристик пласта и насыщающих пласт жидкостей.

Следует заметить, что при решении задач подземной гидродинамики на стадии проектирования разработки набор большого числа вариантных решений достигается расстановкой скважин на залежи, изменением числа скважин, а также условий их эксплуатации. В показанных выше решениях число скважин входит в формулы внутренних фильтрационных сопротивлений. Поэтому непосредственно из решений можно установить зависимость отбора жидкости от числа скважин (рис. 4.7). Из рис. 4.7 следует, что по мере роста числа скважин наступает момент, когда увеличение числа скважин не ведет к заметному возрастанию отбора. Таким образом, при необходимости увеличения отбора жидкости из залежи решить эту задачу только за счет изменения числа добывающих скважин, не меняя условий их эксплуатации, не всегда представляется возможным. В положительном решении такой задачи больший эффект в увеличении отбора может быть получен при изменении забойного давления в добывающих скважинах.

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Живите по правилу: МАЛО ЛИ ЧТО НА СВЕТЕ СУЩЕСТВУЕТ? Я неслучайно подчеркиваю, что место в голове ограничено, а информации вокруг много, и что ваше право...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: