Неньютоновские свойства нефти


Неньютоновское свойство - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Неньютоновское свойство - нефть

Cтраница 2

Практика показывает, что при разработке объектов с двойной неоднородностью пластов неньютоновские свойства нефтей способствуют ускоренной выработке и обводнению высокопроницаемых зон. Для предупреждения и ослабления отрицательных последствий аномально вязких свойств нефти залежи с неньютоновской аномально вязкой нефтью с самого начала следует разбуривать с учетом возможности регулирования градиента давления путем размещения добывающих скважин и выбора рациональной схемы их расстановки, с применением раздельной закачки воды и отбора нефти из неоднородных пластов, выделяя в самостоятельные объекты пласты с близкими коллекторскими свойствами, перераспределяя отборы из скважин и участков.  [16]

Следует отметить, что величина начальных градиентов дав7 ления и градиентов давления, ниже которых проявляются неньютоновские свойства нефтей, часто сопоставимы с создаваемыми фактическими градиентами в нефтяном пласте при разработке. Если градиент давления меньше, чем упомянутые критические значения, то могут образоваться зоны, в которых фильтрация вефти будет ухудшена или вообще отсутствовать. Эти зоны называют застойными.  [17]

Из изложенного выше следует, что повышение обводненности продукции и снижение добычи нефти сужает область экономически выгодного применения периодического режима на залежах о неньютоновскими свойствами нефтей. Основными направлениями повышения эффективности эксплуатации малодебитных скважин являются сокращение продолжительности периода накопления жидкости - переход на режим с небольшим циклом откачки и накопления либо увеличение цикла за счет удлинения периода откачки, а также исключение периода накопления - перевод скважины на непрерывный режим откачки жидкости. Успешная реализация этих рекомендаций на практике возможна на основе технико-экономических расчетов.  [18]

Анализируя карты изобар совместно с другими геологическими материалами по объекту, определяют положение застойных зон и зон с низкими градиентами давления, т.е. зон, где могут проявляться неньютоновские свойства нефтей. Имея достоверную информацию энергетического состояния объекта разработки в целом и отдельных его зон, легко принять решение об изменении системы воздействия на объект в целом и на отдельные его зоны.  [19]

Считается, что в ряде случаев ( например, при эксплуатации залежей с высоковязкой парафинистой и асфальтеносодержащей нефтью) значительное количество ее может удерживаться в пласте в связи с неньютоновскими свойствами нефти в капиллярах пористой среды. Такие нефти обладают в состоянии покоя некоторой пространственной структурой и способны сопротивляться сдвигающему напряжению, пока оно не превысит начального напряжения сдвига. В удаленных от скважины зонах начальное напряжение сдвига может быть сравнимым с напряжениями, возникающими в жидкой среде под влиянием работающей скважины.  [20]

Вязкоупрутие свойства нефтей оказывают существенное влияние на их гидродинамические характеристики. Неньютоновские свойства нефтей определяются наличием парафина и асфальтосмолистых веществ. Изменяя содержание АСВ, удается регулировать реологические параметры парафинистой нефти.  [21]

Установлено, что особенности фильтрации неньютоновских свойств проявляются в основном при малых скоростях, то есть на удалении от скважины. Неньютоновские свойства нефти в пласте проявляются при высоком содержании в ней ас-фальтосмолопарафинистых веществ; при физико-химическом взаимодействии пластовой нефти и материала пористой среды с жидкостями, проникающими в пласт. Разработка месторождений с неньютоновскими ( вязкоштастичными) жидкостями связана со многими осложнениями при проведении геолого-технических мероприятий, исследовании скважин, подготовке и транспортировке нефти и так далее. Свойства неньютоновских нефтей исчезают при их нагреве и увеличении скоростей фильтрации.  [22]

Однако этот метод справедлив при условии линейности закона фильтрации и радиального притока жидкости к скважине. Неньютоновские свойства нефтей, неодномерность притока жидкости к скважине и другие отклонения от простейшей схемы требуют использования других систем координат для обработки кривой восстановления давления. Тот факт, что в определенной системе координат КВД представляет собой прямую линию, говорит об адекватности выбранной фильтрационной модели реальным условиям. Однако в ряде случаев неизвестно заранее, каким законом описывается фильтрация жидкости в пласте. Рассмотрим методику определения закона фильтрации жидкости по кривой восстановления давления.  [23]

После открытия, доказывающего, что нефти многих месторождений СССР обладают неньютоновскими свойствами, были проведены многочисленные экспериментальные исследования по изучению влияния различных факторов на поведение этих нефтей. Неньютоновские свойства нефти определяются предельным напряжением сдвига т0, которое служит функцией вязкости нефти, содержания асфальтенов и смол в нефти и пластовой температуры. Так как по многим залежам предельное напряжение сдвига т еще не найдено с достаточной степенью точности, то при составлении статистических моделей нефтеизвлечения нужно анализировать взаимосвязи параметров, определяющих неньютоновские свойства, с показателями нефтеизвлечения. Группой авторов под руководством А.Х. Мирзаджанзаде проведен представительный статистический анализ по определению среднего коэффициента нефтеотдачи по 58-ми залежам кирмакинской свиты ( КС) Азербайджана, обладающим доказанными неньютоновскими свойствами нефти, и по 28-ми залежам КС, характеризующимся неньютоновскими свойствами нефтей.  [24]

Реологические свойства нефти тесно связаны с содержанием асфальтосмолистых веществ. Неньютоновские свойства нефти оказывают существенное влияние на коэффициент вытеснения нефти водой и нефтеотдачу пласта при разработке его с заводнением. Столь же существенное влияние эти свойства нефтей оказывают и на охват пласта воздействием.  [25]

Пока достигается установившийся режим фильтрации происходит преимущественное поступление воды в скважину. Следовательно, неньютоновские свойства нефти, с одной сторона, ослабляют яереток воды, с другой - способствуют росту об - Еодненности продукции после пуска скважины в эксплуатацию и снижают дебит нефти после пуска скважины. Следует ожидать полного вытеснения лзретекшей в низкопроницаемый пласт воды. Это вода подвижная, т.к. уже при первых остановках скважины достигается равновесная насыщенность пород иеретеквгей из скважины в пласт водой, а оря последующих простоях насыщенность пор водой превышает равновесное значение. В связи с этим вода вытесняется из пласта пока насыщенность пор не достигает равновесного значения, а обводненность продукции скважины снижается до первоначальной.  [26]

Индикаторные линии свкажин могут быть непрямолинейными. Их искривление может быть обусловлено неньютоновскими свойствами нефти, подключением ( или отключением) пропластков при изменении депрессии, зависимостью проницаемости коллектора от давления, что характерно, например, для трещиновато-пористых и трещиноватых коллекторов.  [27]

С увеличением фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта ( ПЗП) приведенный радиус скважины существенно уменьшается. Следовательно, у несовершенных по степени или характеру вскрытия скважин расстояние до тех точек пласта, в которых начинают проявляться неньютоновские свойства нефти, при прочих равных условиях, значительно меньше, чем у совершенных скважин.  [28]

На рис. 4 представлены кривые изыенения обводненности во времени после прекращения отбора жидкости, а на рис. Б изображена зависимость времени, через которое после остановки скважи-нн наступает переток ( i. Ив рисунков видно, что чей ввше BQ, теп интенсивнее возрастает обводненность жидкости и тем скорее после остановки наступает переток. Например, при В010 переток для нефти с неньйтоновскими свойствами наступит примерно на сутки раньше, а при В040 % различие в t п сокращается до 5 час. Неньютоновские свойства нефти существенно влияют на величину и продолжительность перетока. В качества типичного примера на рис. 6 изображено изменение величины перетока ( УП) DO времени при BQ & % для ньютоновской и аномальном нефти. Из рисунка Е1дно, что харак - ер изменения ( уп в обоих случаях одинаков: реэков воорасташо, а затем плавное снижение. Оцнакс, если нефть обладает неньг оиовоким - г сво стваии, вели-ччна ( в данной случае примерно на С ЗС - Г ЗГ) м3 / сут.  [29]

Таким образом, в период пробной откачки продукции скважины газ, а возможно и нефть, из пласта не поступали. Уменьшение нагрузки на головку балансира со временем, что имеет место в записях динамографа, объясняется иными причинами. Если время бездействия достаточно велико, то неньютоновское свойство нефти проявляется в повышении значения модуля упругости. Вязкое течение в трубопроводе возникает только через определенное время. Основной характеристикой пуска нефтепровода с застывшей нефтью является пусковое давление, т.е. минимальное давление, при котором возможно возобновление перекачки, и время выхода на стационарный режим.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Неньютоновская нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Неньютоновская нефть

Cтраница 1

Неньютоновские нефти - жпдкостп, не подчиняющиеся закону Ньютона.  [1]

Отождествляя неньютоновские нефти с вязкопластичной жидкостью, А.  [3]

Залежи неньютоновской нефти в подавляющем большинстве характеризуются режимом растворенного газа; залежи ньютоновской нефти - характеризуются напорными и смешанными режимами. Залежи КС рассматриваемых групп в большинстве случаев разрабатываются на режиме растворенного газа.  [4]

Для неньютоновских нефтей вязкость при движении меняется во времени, поскольку постоянно происходит разрушение пространственной структуры.  [5]

Вязкость неньютоновских нефтей является переменной величиной, зависящей от градиента давления.  [6]

При фильтрации неньютоновской нефти через образец пористой среды ( керн) в зависимости от скорости фильтрации или созданного градиента давления изменяется коэффициент подвижности, равный отношению проницаемости к эффективной вязкости нефти. При малых скоростях фильтрации, что соответствует удаленным от скважины зонам пласта, нефть двигается с практически неразрушенной структурой.  [7]

Особенности фильтрации неньютоновских нефтей для случая движения однородной жидкости переносятся и на случай двухфазного потока при вытеснении нефти водой. Для качественного описания характера вытеснения неньютоновской нефти водой может быть применена схема Баклея-Леверетга. В первом приближении можно считать, что значения относительной проницаемости пород для нефти и воды не зависят от неныотоновских свойств жидкости, так как распределение фаз в породах определяется капиллярными силами, как и для ньютоновских жидкостей. Установлено, что с увеличением ( / о уменьшается значение водо-насыщенности на фронте вытеснения и средней водонасыщенно-сти за фронтом, а также предельная водонасыидейность, при которой нефть становится неподвижной. Вытеснение не ньютоновских нефтей более эффективно при высоких скоростях.  [8]

Структурно-механические свойства неньютоновских нефтей исчезают при их нагревании и увеличении скоростей фильтрации.  [9]

Для характеристики неньютоновских нефтей используется понятия пластической вязкости и эффективной вязкости.  [10]

Структурно-механические свойства неньютоновских нефтей исчезают при их нагревании и увеличении скоростей фильтрации.  [11]

Разработку месторождения неньютоновской нефти целесообразно проводить при давлении ниже давления насыщения с последующей закачкой воды, ибо в этом случае результаты заводнения будут значительно эффективнее вследствии наличия свободного газа в пористой среде.  [12]

Коэффициент подвижности неньютоновских нефтей, как было показано в работах [1, 2], является функцией градиента давления. При разработке нефтяных залежей фактические градиенты давления меняются в широких пределах. Поэтому следут ожидать существенные изменения величины коэффициента подвижности нефти при фильтрации ее в пористой среде. В связи с этим исследование факторов, определяющих величину этой важной характеристики нефти, установление аналитической зависимости ее от градиента давления имеет практическое значение для проектирования и анализа разработки залежей неньютоновских нефтей. В этой статье излагаются результаты исследований коэффициента подвижности неньютоновских нефтей месторождений Башкирии, выполненные в Уфимском нефтяном институте.  [13]

Рг фильтрация неньютоновской нефти происходит при очень медленном росте коэффициента подвижности. Причем темп возрастания зависит от факторов, определяющих структурно-механические свойства нефти. Очевидно, Рг является условной границей градиентов давления, с переходом которой наступает интенсивное разрушение структуры. При изменении градиента давления от О до Рг для промысловых расчетов коэффициент подвижности может быть принят постоянным.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Проявление - неньютоновские свойство - нефть

Проявление - неньютоновские свойство - нефть

Cтраница 1

Проявление неньютоновских свойств нефтей по результатам исследовании скважин было установлено в НГДУ Артемнефть, им.  [1]

В связи с проявлением неньютоновских свойств нефти значение замеренного пластового давления, определяемое по обычной методике восстановления давления после прекращения отбора, не достигает истинной величины, причем разница тем больше, чем выше содержание в нефти смолисто-асфальтеновых веществ.  [2]

Неустой чивость вытеснения усугубляется при проявлении неньютоновских свойств нефти. Ниже на ряде примеров с использованием геолого-промысловых материалов показано, как эти особенности проявляются в различных физико-геологических и технологических условиях разработки Ч Это сделано путем краткого анализа разработки нескольких представительных месторождений страны в разных нефтедобывающих районах: Арланского и Манчаровского в Башкирии, Радаевского и Якушкинского в Куйбышевской области.  [3]

Проведенными промысловыми гидродинамическими исследованиями обнаружен факт проявления неньютоновских свойств нефти в пластовых условиях Арланского месторождения.  [4]

Замечено, что при одинаковых значениях абсолютных проницаемостей степень проявления неньютоновских свойств нефти в модели трещин на порядок меньше, чем для карбонатных пород с поровой структурой пор. С увеличением раскрытости трещин проявления неньютоновских свойств при фильтрации нефти уменьшается.  [5]

Цель промысловых гидродинамических исследований скважин заключается в определении наличия и степени проявления аномальных, неньютоновских свойств нефти в пластовых условиях в процессе разработки конкретного нефтяного месторождения.  [6]

Таким образом, исходя из вышеприведенных исходных физических предположений и анализа теоретических исследований, методически представляется возможным оценка проявления неньютоновских свойств нефти и их влияние на фильтрационные характеристики пласта по результатам обработки серии качественных КВД.  [7]

Сопоставление приведенных практических результатов разработки с выводами теоретических и экспериментальных исследований позволяет с уверенностью сказать, что вязкостная неустойчивость, усугубляемая неоднородностью пластов, а иногда и проявлением неньютоновских свойств нефти, является основной причиной существенных просчетов при выборе рациональной системы разработки месторождений такого типа.  [8]

Сопоставление приведенных практических результатов разработки с выводами теоретических и экспериментальных исследований ( глава I) позволяет с уверенностью сказать, что вязкостная неустойчивость, усугубляемая неоднородностью пластов, а иногда и проявлением неньютоновских свойств нефти, является основной причиной существенных просчетов при выборе рациональной системы разработки месторождений такого типа.  [9]

При объединении пластов с различными геолого-физическими характеристиками под один фильтр, а, следовательно, и с различными средними значениями забойных давлений ( Pi Pi s) и стандартными отклонениями о СРзаб оаС заб) противодавление в малопродуктивных участках разреза возрастет еще больше, что при проявлении неньютоновских свойств нефти может привести к частичному или полному прекращению притока.  [10]

При повышенном содержании асфальтенов и высокомолекулярных парафинов нефть приобретает яеныотоновские свойства. Благоприятные условия для проявления неньютоновских свойств нефтей создаются в области дренирования малодебитных скважин. В связи с этим воздействие на аномально-вязкие свойства является одним из Важных резервов совершенствования эксплуатации малодебитных скважин на залежах смолистых и высокосмолистых нефтей.  [11]

При определенных условиях может возникнуть необходимость в оценке последствий охлаждения пластов вследствие нагнетания в них больших масс холодной воды при внутриконтурном заводнении крупных нефтяных месторождений. При этом закачка холодной или горячей воды может оказать существенное влияние на проявление неньютоновских свойств нефти и, следовательно, на эффективность заводнения.  [12]

Из анализа полученных данных, представленных на рис. 8.13, видно, что зависимость расхода жидкости от перепада давления носит нелинейных характер и закон фильтрации Дарси нарушается. Таким образом, нефть Ильмовского месторождения является аномальной. Степень проявления неньютоновских свойств нефти зависит от проницаемости пористой среды и градиента давления.  [13]

В течение последних десяти лет на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений совместно со студентами изучена работа свыше 230 малодебитных скважин на многих залежах Урало-Поволжья. Выяснено, что на залежах, где продуктивные пласты насыщены неньютоновской нефтью, дебит жидкости и обводненность продукции малодебитных скважин тесно связаны с градиентом давления в области дренирования. В условиях проявления неньютоновских свойств нефтей эффективность эксплуатации малодебитных скважин во многом определяется режимом откачки жидкости.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

7.2. Неньютоновские жидкости.

Течение некоторых жидкостей (коллоидных растворов, нефтей с большим содержанием асфальтенов и парафинов, растворы полимеров и т.д.) не подчиняются закону Ньютону. Такие жидкости в реологии принято называть неньютоновскими или аномальными.

Закон Ньютона обычно нарушается при течении коллоидных растворов с удлиненными частицами дисперсной фазы, способными деформироваться в поле напряжений и структурированных систем. Такие коллоидные системы обладают определенными механическими свойствами – пластичностью, упругостью, прочностью и вязкостью. Эти свойства в большинстве случаев связаны с образованием структуры в жидкости, и поэтому их часто называют структурно-механическими или реологическими свойствами.

Основы реологии коллоидных растворов впервые изучены Ф.Н.Шведовым, Бингамом и Грином. В 1889 году Ф.Н. Шведов, позже в 1916 году Бингам установили, что течение системы с пространственной структурой начинается лишь тогда, когда напряжение сдвига τ превышает определенное критическое значение τ0, необходимое для разрушения в жидкости структурной сетки. Такое течение было названо пластическим, а критическое напряжение сдвига – пределом текучести или предельным напряжением сдвига.

Систему, течение которой подчиняется такой идеализированной схеме, в реологии называют телом Бингама или бингамовскими пластиками. Они описываются следующим реологическим уравнением Бингама-Шведова:

τ – τ0 = μ’

du

(2)

dx

где μ’ – пластическая вязкость системы.

Для ньютоновских жидкостей предельное напряжение сдвига равно нулю, и уравнение (2) переходит в закон Ньютона, а пластическая вязкость – в истинную вязкость. Из уравнения (2) следует: система до τ0 упруго деформируется, после этого течет с постоянной пластической вязкостью μ’ = (τ –τ0) / (du/dx).

В области упругой деформации вязкость бингамовского пластика чрезвычайно высокая. Здесь упруго деформируется структурный «каркас» из частиц дисперсной фазы. При превышении τ0, согласно уравнению Бинагама-Шведова, структурная сетка мгновенно разрушается, и вязкость системы принимает постоянное значение.

Линия консистентности бингамова тела выражается прямой линией, отсекающей отрезок на оси абсцисс, равный τ0 от начала координат (рис.1).

Рис.1. Линия консистентности и зависимость μ’ от τ для пластической жидкости.

Примером систем, хорошо подчиняющихся уравнению (2), могут служить нефти с высоким содержанием парафинов при температурах ниже температуры кристаллизации. Однако у многих реальных структурированных коллоидных систем линия консистентности оказывается не прямой, а кривой, отсекающей на оси напряжений сдвига некоторый отрезок (рис.2). В этом случае при достижении предела текучести структура разрушается не сразу, а постепенно, по мере увеличения скорости сдвига.

Рис.2. Линия консистентности и зависимость μ’ от τ для реальной упруго-пластической системы.

Для характеристики механических свойств структуры в этом случае вводят три параметра: минимальный предел текучести (статическое напряжение сдвига), соответствующий началу течения жидкости τ0; предел текучести по Бингаму (динамическое напряжение сдвига по Бингаму) τБ; максимальный предел текучести (напряжение сдвига предельного разрушения структуры), при котором кривая переходит в прямую линию τm (рис.2). Значение τm равно напряжению, при котором структура в жидкости полностью разрушается.

Математическая модель упруго-пластической жидкости выражается следующей степенной зависимостью:

τ – τ0 = κ ﴾

du

﴿n (3)

dx

где κ – мера консистентности жидкости. С увеличением вязкости жидкости мера консистентности растет; n – степень неньютоновского поведения системы. Значение n всегда меньше единицы. Чем больше n отличается от единицы, тем сильнее проявляются неньютоновские свойства жидкости.

Кажущаяся вязкость системы определяется из соотношения

В качестве примера упруго-пластической жидкости можно указать на масляную краску, буровые растворы, высоко парафинистую дегазированную нефть с температурой ниже температуры насыщения парафином. Например, линии консистентности такой формы (рис.2) обнаружены у некоторых нефтей месторождений Азербайджана, Узбекистана, Казахстана.

На практике наличие статического напряжения сдвига у жидкости часто играет положительную роль. Так, толщина слоя краски, оставленная после нанесения на вертикальную поверхность, определяется величиной τ0. Следовательно, изменяя значение τ0, можно регулировать резкой краски на покраску поверхности.

При бурении скважин процесс проходки часто прерывается. Применение качественных буровых растворов позволяет удерживать во взвешенном состоянии часть выше выбуренной породы и тем самым предотвращать поломку бурового инструмента. При этом регулирование параметров и размеров частиц удерживаемого в буровом растворе шлама достигается подбором параметра τ0.

Рис.3. Линия консистентности и зависимость μ’ от τ для вязкопластической системы.

То же самое наблюдается и при течении растворов высокомолекулярных соединений с гибкими, свернутыми в клубок макромолекулами, например, у водных растворов полимеров. Здесь снижение вязкости обусловлено распрямлением молекул и ориентацией в направлении потока. Система ведет себя при течении как жидкость, в которой взвешены частицы, способные ориентироваться или деформироваться.

Во всех этих случаях речь идет о кажущейся или эффективной вязкости, так как истинная вязкость жидкости от скорости течения не зависит.

Механические свойства псевдопластической жидкости характеризуются двумя параметрами: динамическим напряжением сдвига предельного разрушения структуры или ориентирования частиц в потоке τm (рис.3). Реологическое уравнение у таких систем выражают в виде степенной зависимости

Кажущаяся вязкость вязко-пластической жидкости выражается следующим образом:

Здесь и в предыдущем случае необходимо иметь в виду, что для реальной жидкости n является переменным и зависящим от скорости сдвига. Поэтому при решении практических задач значение n следует определять в ограниченном пределе скоростей сдвига. Кроме того, неудобство использования степенного закона обусловлено зависимостью размерности меры консистентности от показателя степени.

В настоящее время для увеличения нефтеотдачи пластов, при воздействии на призабойную зону скважин и проведении изоляционных работ применяются растворы полимеров. В некоторых условиях в пористой среде они проявляют свойства дилатантных жидкостей.

Термин «дилатантная» можно применять для тех жидкостей, кажущаяся вязкость которых с увеличением скорости сдвига повышается (рис.4).

Рис.4. Линия консистентности и зависимость кажущейся вязкости от напряжения сдвига для дилатантной жидкости.

Такой тип течения был впервые обнаружен Рейнольдсом в суспензиях при большом содержании твердой фазы и крахмальных клейстерах. Рейнольдс при объяснении дилатантных свойств суспензий высказывает предположение о том, что в состоянии покоя твердые частицы имеют наиболее плотную упаковку, а пространство между частицами заполнено жидкостью. При течении суспензии с небольшой скоростью жидкость служит смазкой, уменьшающей трение между частицами, и напряжения сдвига невелики. При больших скоростях сдвига плотная упаковка частиц нарушается, увеличивается объем суспензии и уже при новой структуре жидкости ее недостаточно для смазки трущихся друг о друга частиц. Действующие напряжения сдвига при этом увеличиваются значительно быстрее, чем скорости сдвига.

Для описания реологического поведения дилатантной жидкости также применяют степенной закон, но с показателем степени больше единицы.

studfiles.net

44. Физические свойства неньютоновских нефтей, законы фильтрации аномальных нефтей.

Кроме вязкости, эти аномальные свойства проявляются и при фильтрации, в частности при движении жидкости в пористой среде.

Для ньютоновских жидкостей действует следующий закон фильтрации:

w=-k/grаd(р)

Если постараться написать закон фильтрации для ВУС, получим аномальный закон, т.е. качественную зависимость между скоростью сдвига и градиентом давления:

срd/grаd(р),

где d – средний (характерный) диаметр пор.

Распределение пор по размеру может быть равномерное, нормальное, дугообразное и т.д.

d/dtw/d, где w – скорость фильтрации.

р/х=с/dТ(w/d)=k/=соnst

Рассмотрим различные формы записи для разных типов аномальных жидкостей.

  1. Вязкопластическая жидкость (Бингамовская).

Закон фильтрации с начальным градиентом может быть записан следующим образом:

    1. w=k/grаd(р)(1 – G/grаd(р) при Ggrаd(р)

    2. w=0 при Ggrаd(р)

Такая жидкость характеризует случай, когда движения нет, а сдвиг есть.

w

i0 р/х

i0grаd(р)

Экспл. Нагн.

Когда i0>grаd(р) возникает т.н. застойная зона и фильтрация не идёт, запасы не добываются.

Явление начального градиента давления свойственно и газу. Если газ взаимодействует с глинистой компонентой, то возникает начальный градиент. Глина обладает высокой молекулярной поверхностью и может легко удерживать молекулы газа.

Рассмотрим следующий тип неньютоновской жидкости.

  1. Степенная жидкость.

Для степенной жидкости аномальный закон фильтрации записывается следующим образом:

grаd(р)=-сw-1  w,

где с – коэффициент фильтрации: с=k/.

Для степенной жидкости характерен степенной закон фильтрации (закон Дарси не действует).

  1. Вязкоупругая жидкость.

Вязкость обоснована сопротивлением движению жидкости в пласте.

При повышении скорости фильтрации начинают проявляться эффекты упругости, т.к. жидкость не успевает срелаксировать.

При малых скоростях проявляются пластические свойства.

Сопротивление начинает значительно возрастать с ростом скорости, а эффективная вязкость при этом падает.

Увеличение относительного сопротивления приводит к появлению такого множителя как: (1+А(/d)2), где  - время релаксации, А10 – const, d – характерный размер.

Для вязкоупругой жидкости может быть записан закон фильтрации:

grаd(р)=-k/w(1+А(/d)2)

Рассмотрим случай, довольно распространённый в нефтегазовой промышленности:

Если через образец прокачивать нефть, то постепенно проницаемость kпр упадёт. Если прокачивать сырой газ произойдёт аналогичный эффект. Это связано с тем, что порода адсорбирует различные компоненты нефти и газа и тем самым забивается.

Описание явления адсорбции пористой среды:

с/t=(с - с)/, (*)

где с=k/ - коэффициент фильтрации.

Когда величина равновесна:

w=сgrаd(р)

Решая совместно уравнения (*) и неразрывности, получаем запись изменения во времени:

/х(ср/х)=0  с=с+(с0 - с)е-t/

Для скорости фильтрации запись выглядит следующим образом:

w=w+(w0 - w)е-t/

Это явление называется явлением затухания фильтрации.

Если через образец фильтровать сырую нефть, скорость фильтрации будет затухать.

Рассмотрим существующие механизмы, приводящие затухания:

  1. адсорбция компонентов;

  2. закупорка твёрдыми частицами и молекулами;

  3. выпадение солей;

  4. выпадение конденсатов и др.

От подобного разнообразия возможных процессов возникает необходимость их описания.

studfiles.net

Некоторые особенности проявления неньютоновских свойств нефтей в процессе разработки и исследования методом установившихся отборов

Библиографическое описание:

Гасанов И. Р. Некоторые особенности проявления неньютоновских свойств нефтей в процессе разработки и исследования методом установившихся отборов // Техника. Технологии. Инженерия. — 2018. — №1. — С. 1-6. — URL https://moluch.ru/th/8/archive/76/2788/ (дата обращения: 12.02.2018).



В статье изучаются проявления неньютоновских свойств нефти, характеристики пористых сред и работающей мощности продуктивного пласта в процессе разработки и при проведении исследований методом установившихся отборов.

Ключевые слова: неньютоновские свойства, метод установившихся отборов, фильтрация, начальный градиент

The article studies the manifestations of non-Newtonian properties of oil, the characteristics of porous media and the working capacity of the productive formation in the process of development and during the studies by the method of steady selection.

Keywords: non-newtonian properties, the method of steady selection, filtration, initial gradient

В процессе разработки залежей нефти со структурно-механическими свойствами возникает ряд сложных и специфических задач, связанных с изучением физических и гидродинамических основ проявления неньютоновского характера фильтрации в пористой среде.

К настоящему времени выполнено значительное количество теоретических и экспериментальных работ по изучению аномальных свойств нефтей. Установлено, что неньютоновские характеристики более полно проявляются при фильтрации нефтей в пористой среде с низкими коллекторскими свойствами 2, 3, 4. Опыты показывают на наличие двух критических градиентов давления, из которых первый (начальный) соответствует градиенту давления, при котором начинается движение нефти по самым большим поровым каналам и трещинам. По мере увеличения депрессии (Р) в процесс фильтрации вовлекаются все более мелкие поры, и при втором критическом градиенте давления фильтрация уже происходит по всем основным порам 3. Возможно наличие трех критических градиентов давления — трехслойный пласт.

В 2, 3, 5 предложены методы определения величины начального градиента давления , по данным промысловых исследований, методом установившихся отборов и снятием кривых «двустороннего» восстановления давления.

Анализ существующих работ показывает, что исследование методом установившихся отборов является одним из основных источников получения достоверной информации о фильтрации, свойствах продуктивных пластов и проявлениях неньютоновских характеристик нефтей.

Факторы, влияющие на проявление неньютоновских нефтей в процессе разработки, различны и далеко не все установлены.

В связи с этим представляют интерес изменения реальных свойств нефти, характеристик пористых сред и работающей мощности в процессе разработки и при проведении исследований методом установившихся отборов.

В данной работе этим методом изучаются некоторые характеристики пористых сред и структурно-механические свойства насыщающих их флюидов по данным исследования скважин и пластов месторождения Котур-Тепе.

Месторождение разрабатывается с 1958 года. Структура его тектоническими нарушениями разделена на отдельные блоки, условно группирующиеся в три обособленных участка с различными геологоэксплуатационными характеристиками: западный, центральный и восточный. Нефтяные залежи установлены и разрабатываются в апшеронских, акчагыльских отложениях, в верхней и нижней частях красноцветной толщи. Нефти указанных залежей отличаются сравнительно большим содержанием парафина (до 10 %) и смол (2030 %) и, как установлено в 1, обладают структурно-механическими свойствами.

Скв.120 эксплуатирует III горизонт верхнего красноцвета на западном крыле. В скважине с 1964 г. по 1967 год проведены четыре исследования методом установившихся отборов с интервалом в один год. Характерно, что первые три исследования выполнены на четырех режимах при одинаковых штуцерах. Результаты исследования приведены в табл.1.

Таблица 1

№ №

пп

Дата

исследования

dшт,

мм

Рзаб.,

МПа

∆Р,

МПа

,

т/сут

/∆P,

т/сут.МПа

1

2631.03

1964

4

19,62

0,47

52,0

111

2

7

19,30

0,79

152,5

193

3

10

19,02

1,07

361,0

337

4

13

18,82

1,27

595,6

469

1

1619.02

1965

4

19,13

0,23

39,2

170

2

7

19,03

0,38

137,0

361

3

10

18,90

0,51

310,0

608

4

13

18,78

0,63

499,4

793

1

0310.03

1966

4

18,75

0,17

49,0

280

2

8

18,58

0,34

197,6

581

3

10

18,48

0,44

328,2

746

4

13

18,26

0,66

629,1

953

1

03–13,02

1967

8

18,34

0,40

190,0

475

2

9

18,25

0,49

230,0

469

3

10

17,97

0,77

360,0

468

4

12

17,90

0,84

519,0

618

Как видно из таблицы, за период 19641967 гг. значения забойных давлений уменьшаются, а дебиты нефти практически остаются без изменения. Коэффициент продуктивности (/∆P) от режима к режиму при каждом исследовании увеличивается. Происходит его общее увеличение в течение 1964–1966 гг.

Графический вид полученных данных в координатах от ∆P и /∆P от ∆P показан на рис. 1 и 2.

Первые исследования проведены в марте 1964 года. По результатам исследования построена индикаторная кривая в координатах от ∆P (кривая 1, рис 1). По ее форме можно было предположить, что она проходит через начало координат. Однако, как было сказано выше, нефти данного месторождения имеют структурно-механические свойства. Значит, здесь должен быть начальный градиент (∆Pо), и на самом деле индикаторная кривая не будет проходить через начало координат.

В 5 предложена методика для определения ∆Ро в случае криволинейных индикаторных кривых. Однако и при ее использовании не все индикаторные кривые приводятся к прямой линии, по которой можно было определять ∆Ро. Как видно из рис. 2, (кривая 1) график по результатам обработки данных кривой 1 в координатах /∆P от ∆P тоже является криволинейным и состоит из двух прямолинейных участков. Каждый из них отсекается линией ∆P в разных точках (0,11 и 0,56 МПа), значит, для ∆Ро имеются два значения. Это возможно в результате подключения дополнительной мощности, что требует своего дальнейшего изучения.

График, построенный по результатам обработки второго исследования в координатах от ∆P, также является криволинейным (рис.1, кривая 2), но в координатах /∆Р от ∆P он приводит к прямолинейному виду (рис 2, кривая 2). Она отсекает линию ∆Р в точке 0,13 МПа, что является в этом случае значением ∆Ро. Она совпадает с найденным значением начального градиента давления по первой части кривой 1 рис. 2 и подтверждает наличие структурно-механических свойств у добываемой нефти. Характерно, что по результатам третьего исследования наличие ∆Р0 не устанавливается. В четвертом опять появляется начальный градиент, что, по всей вероятности, еще раз связано с подключением новой мощности. Здесь следует отметить, что в скв.120 ствол перфорирован в интервале 15881635 м, раздельно в интервалах 15881596 м,15991604 м,16061610 м, 16111619 м, 16221629 м, 16311635 м. Как видно, эксплуатационный объект является слоистым. В нефтепромысловой практике установить различие в свойствах нефти отдельных слоев единого объекта, тем более в небольших интервалах (в данном случае 47 м) невозможно. Значит, наличие второго значения начального градиента связано с неоднородностью эксплуатационного объекта. В данном случае объект является двухслойным. Однако, по результатам четвертого исследования, можно предположить, что еще не вся мощность дренируется.

Индикаторные кривые (рис.1) со временем постепенно выпрямляются и в четвертом исследовании по результатам трех точек становятся прямолинейными, причем, проходящими через начало координат. Теперь выясним, какие физические процессы могут привести к такому изменению. Будем считать, что за период I, II, III исследования и при трех точках четвертого исследования работающая мощность продуктивного пласта не меняется. Забойные давления (Рзаб) однако в одних и тех же условиях уменьшаются (табл. 1). В период исследования (19641966 гг.) скважина эксплуатировалась через 10 или 13 мм штуцер. Рзаб между первым и третьим исследованиями в указанных режимах эксплуатации снизилось соответственно на 0,54 и 0.56 МПа. При этом дебит нефти увеличился на 30 т/сут., рабочее давление (Рб) на устье скважин изменилось на 0,30 МПа (стало 6,2 МПа). Если исходить из выражения

,

где Рзаб давление на забое скважин, средний удельный вес смеси в стволе, Н — средняя глубина фильтра, средний удельный вес соответственно будет 764,5 и 748,4 кг/м3. Уменьшение удельного веса происходит в результате увеличения объемного коэффициента и уменьшения вязкости нефти в процессе разработки. Таким образом, уменьшение вязкости в итоге приводит к уменьшению Рзаб,увеличению коэффициента продуктивности и постепенному уменьшению искривления индикаторной кривой.

Скв.124 также эксплуатирует III горизонт на западном крыле, только в противоположной стороне тектонического нарушения. Эксплуатационный объект, как и в скв.120, перфорирован поинтервально, что связано со слоистостью и, возможно, с неоднородностью коллектора.

В скважине за период 1962–1966 гг. проведены четыре исследования. Результаты исследования приведены в табл. 2. Их графический вид в координатах от ∆Р и /∆P от ∆Р представлен соответственно на рис.3 и 4. Как видно из таблицы 2, Рзаб, как в табл.1, в процессе разработки снижается. Однако поведение ∆Р и /∆P резко отличается от характера их изменения в скв.120. В скв.124 более искривленная индикаторная кривая получена при третьем исследовании, т. е. через три года после вступления скважин в эксплуатацию. Причем форма и характер изменения аналогичны кривой 1 (рис.1), схож и характер изменения коэффициентов продуктивности, что подтверждает вероятность подключения дополнительной мощности. Здесь характерны результаты обработки I и II исследований. Они проводились соответственно в 1962 и 1964 гг. (табл.2). Несмотря на то, что пластовое и забойное давления снижаются, индикаторные кривые (рис. 3, кривые 1 и 2) по форме и характеру изменения одинаковы и практически прямолинейны. Получается, что в отличие от скв.120, здесь реальные свойства нефти (вязкость и объемный коэффициент) в зависимости от давления, не меняются.

Таблица 2

№ №

пп

Дата

исследования

dшт,

мм

Pзаб,

Мпа

∆ Р,

МПа

,

т/сут

/∆P,

т/сут.атм.

1.

2.

3.

4.

2529.12

1962

4

7

10

13

20,14

19,97

19,84

19,70

0,30

0,47

0,60

0,74

50,0

152,4

324,7

492,7

167

324

541

666

1.

2.

3.

4.

14.0521.04

1964

4

7,3

10

13

19,60

19,42

19,26

19,06

0,27

0,45

0,61

0,81

51,4

164,0

335,0

505,0

189

364

549

627

1.

2.

3.

4.

10.0502.04

1965

4

7,3

10

13

18.93

18,10

17,74

17,46

0,46

1,29

1,65

1,93

49,2

153,5

299,5

499,5

107

119

181

259

1.

2.

3.

4.

0427.04

1986

7

9

10

13

18,34

18,15

18,04

17,34

0,42

0,61

0,72

1,42

130,0

232,0

280,0

510,0

310

380

389

359

Однако по результатам III и IV исследований видно, что это не так. Тогда совпадение результатов I и II исследований следует объяснить постепенным увеличением работающей мощности. При этом, с одной стороны, из-за изменения реальных свойств от давления фильтрационные свойства добываемой нефти улучшаются, а с другой стороны (с подключением новой мощности), ухудшаются. Таким образом, эти факторы компенсируют друг друга, и свойства добываемой нефти в итоге остаются без изменения. Уменьшение темпа роста коэффициента продуктивности в конце второго исследования показывает, что работающая мощность больше не увеличивается, и фильтрационные свойства стабилизируются. Это подтверждается результатами обработки данных третьего исследования. Как видно из рис.4 (кривая 3), в первой половине исследований коэффициент продуктивности остается постоянным, после чего начинает расти. При четвертом исследовании /∆P вначале растет, а потом начинает уменьшаться. В результате получаются две ломаные линии, точка пересечения которых соответствует динамическому значению давления насыщения. Таким образом, начиная со второй половины второго исследования и кончая половиной четвертого исследования, все ломаные линии являются логическим продолжением друг друга и подчиняются законам фильтрации обычных нефтей. Наличие начального градиента давления установлено по результатам I и П исследований и второй части третьего исследования.

Таким образом, устанавливается закономерность изменения структурно-механических характеристик аномальных нефтей в процессе разработки. На конкретных примерах показано наличие нескольких значений начального градиента давлений, что, вероятнее всего, обусловлено изменением коллекторских свойств пористой среды в результате подключения дополнительной мощности. Подключение в скважинах происходит разновременно в зависимости от зональной неоднородности коллектора и характера изменения пластового давления.

Первое значение начального градиента давления соответствует началу притока жидкости в скважину. Второе значение указывает на подключение дополнительной мощности. Увеличение работающей мощности может происходить неявно по-разному, как плавно, постепенно, так и резко скачкообразно. Это определяется по характеру изменения индикаторной кривой, как, например, в скв.120 (рис.3, кривые 1 и 2).

Структурно-механические свойства нефтей меняются в процессе разработки и в последующем превращаются в обычные ньютоновские. По всей вероятности, эти изменения происходят и в процессе фильтрации однофазной нефти при незначительном изменении пластового давления.

Таким образом, можно сделать следующие выводы:

1. Анализ обработки результатов многочисленных исследований методом установившихся отборов, особенно трех-четырех исследований в одной скважине устанавливает многослойность эксплуатационного объекта.

2. Установлено влияние пористой среды на неньютоновские характеристики нефтей. Показано, что с ухудшением коллекторских свойств, начало движения нефти запаздывает.

3. По изучению формы и характера изменения индикаторных кривых установлено, что в процессе разработки со снижением пластового давления структурно-механические свойства нефтей исчезают.

Литература:
  1. Ч.Атабаев, Р.Аллахвердиев. О структурно-механических свойствах нефтей месторождения Котур-Тепе. / Изв.вуз.: Нефть и газ, № 11, 1969.
  2. Ф. Х. Мирзаджанзаде, А. Г. Ковалев, Ю. В. Зайцев. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972, с. 200.
  3. Горбунов А. Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981, с. 240.
  4. К. С. Басниев., А. М. Власов и др. Подземная гидравлика, М.: Недра, 1986, с.303.
  5. М. Т. Абасов., Ч. Т. Атабаев и др. Методика определения нелинейного эффекта по кривым изменения коэффициента продуктивности скважин от депрессии. Изв. АН Азерб.ССР, № 1, 1977, с.7.

Основные термины (генерируются автоматически): процессе разработки, начального градиента давления, подключения дополнительной мощности, свойств нефтей, критических градиентов давления, индикаторная кривая, пластового давления, аномальных нефтей, неньютоновских свойств нефтей, добываемой нефти, коэффициента продуктивности, свойства нефтей, изменения реальных свойств, проявления неньютоновских свойств, второго исследования, свойства добываемой нефти, исследований методом, начальный градиент, третьего исследования, исследования методом.

moluch.ru

Ньютоновское свойство - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Ньютоновское свойство

Cтраница 2

Таким образом, для определения неньютоновских реологических характеристик псевдоожиженного слоя может быть использован только вискозиметр Куэтта; ньютоновские свойства могут быть определены при помощи либо вискозиметра Куэтта, либо крутильного маятника.  [16]

Многочисленными исследованиями установлено, что неньютоновские нефти и системы, подвергнутые барообработке - обработке давлением, проявляют ньютоновские свойства на протяжении длительного времени, что дает возможность регулирования реологических свойств неньютоновских систем обработкой их давлением.  [17]

При изучении теплоотдачи от вязких жидкостей в качестве модельной используется силиконовая жидкость и карамельная патока, обладающие ньютоновскими свойствами при низких значениях молекулярной массы и неньютоновскими свойствами при высоких значениях молекулярной массы, водные растворы карбоксиметилцеллюлозы ( КМЦ), имеющие неньютоновские свойства.  [18]

Большая часть имеющихся данных о реологических свойствах каменноугольных смол получена при температурах, превышающих 100 С; благодаря этому указанные смолы обнаруживают ньютоновские свойства. Однако при более низких температурах некоторые: молы могут обладать неньютоновскими свойствами.  [20]

Большая часть имеющихся данных о реологических свойствах каменноугольных смол получена при температурах, превышающих 100 С; благодаря этому указанные смолы обнаруживают ньютоновские свойства. Однако при более низких температурах некоторые смолы могут обладать неньютоновскими свойствами.  [22]

Так как в уравнении ( 8 - 5) вязкость может зависеть от положения элемента жидкости в канале и определяться температурой и градиентом скорости в этой точке, то это уравнение не требует, чтобы жидкость обладала ньютоновскими свойствами и процесс был изотермичным.  [23]

Даже слабоконцентрированные растворы высокомолекулярных соединений обладают неньютоновскими свойствами, тогда как для высококонцентрированных растворов неньютоновские свойства выражены более сильно. Растворы низкомолекулярных каучуков и сами жидкие каучуки имеют ньютоновские свойства. Поэтому для процессов полимеризации необходимо рассматривать закономерности теплоотдачи от маловязких и высоковязких жидкостей.  [24]

Обе модели в пределе очень малых скоростей сдвига обнаруживают ньютоновские свойства, и тогда справедлив закон Стокса. При экспериментальном изучении обтекания сферы неньютоновской жидкостью Слэттери и Берд [57] использовали эмпирические модели при корреляции экспериментальных данных для водного раствора карбоксиметилцеллюлозы. Требуется провести еще много исследований как экспериментальных, так и теоретических, пока будет возможен точный подход к течениям неньютоновских жидкостей в системах с частицами.  [25]

Такие свойства сырых нефтей объясняются их лиогельным или крио-гельным пространственным расположением твердых углеводородных компонентов в жидкой среде. Кристаллические, микрокристаллические и аморфные твердые компоненты различного состава, размера и формы образуют трехразмерную решетку, плавающую в жидкой фазе, которая характеризуется в основном ньютоновскими свойствами. Напряжения сдвига разрушают некоторые из связей в этой решетке, однако в то же время в других местахх кристаллической решетки под действием ассоциативных сил устанавливаются новые связи. Если между разрушаемыми и устанавливамыми связями наблюдается равновесие во времени, то сохраняется и устойчивость потока жидкости. При усилении возмущения нарушается больше связей и уменьшается сопротивление системы сдвигу, следовательно, уменьшается кажущаяся вязкость.  [27]

Режим течения виброобработанной нефти при существующих скоростях перекачки будет всегда практически ламинарным. Нефть при градиентах скорости сдвига в трубе у 54 - 12 с ведет себя как неньютоновская жидкость, а при увеличении градиентов до 30 - 40 с - она приобретает ньютоновские свойства.  [28]

Гидравлические потери во входной части насоса в этом случае незначительно отличаются от соответствующих, потерь при перекачке холодной воды, и поэтому поправку bhv можно не учитывать. Нефти должны обладать ньютоновскими свойствами. Маловязкие нефти и нефтепродукты в процессе кавитации находятся в метастабилыюм состоянии. Кроме того, сказываются также явления газовой кавитации, обусловленные присутствием остаточных газов, создающих зародыши кавитации и влияющих на давление в кавитационных зонах.  [29]

Ньютона) из-за образовавшейся внутри жидкости структуры коагулированных ( кристаллизованных) частиц какого-то компонента ( асфальтенов, парафинов, церезинов и др.) - Вязкость таких систем носит название структурной. Для разрушения структуры требуется определенное усилие, которое называется пределом упругости. После разрушения структуры жидкость приобретает ньютоновские свойства и ее течение становится пропорциональным приложенному усилию.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru


Смотрите также