Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пласта. Вытеснение газированной нефти водой


Режим - вытеснение - газированная нефть

Режим - вытеснение - газированная нефть

Cтраница 1

Режим вытеснения газированной нефти водой отличается от режима вытеснения нефти водой тем, что на части разрабатываемой площади давление падает ниже давления насыщения, что приводит к выделению части газа из растворенного состояния в окклюдированное. В зависимости от размера площади, на которой давление ниже насыщения, от величины и продолжительности снижения газовый фактор некоторое время может значительно превышать начальный газовый фактор. После вытеснения свободного газа из пласта он снижается до величины растворенного в нефти газа.  [1]

Природный режим - режим вытеснения газированной нефти водой.  [2]

Боксер ман и др. Среднее пластовое давление при режимах вытеснения газированной нефти водой и исходные данные для его определения.  [3]

Естественный режим работы залежей упруговодонапорный с последующим переходом на режим вытеснения газированной нефти водой за счет упругости законтурной области.  [4]

Расчеты выполняют параллельно при режиме растворенного газа и при режиме вытеснения газированной нефти водой.  [5]

Для начального момента времени считаем, что только один первый ряд работает на режиме вытеснения газированной нефти водой, а все остальные ряды - при режиме растворенного газа. Заменив в этих рядах площадь, приходящуюся на одну скважину каждого ряда, равновеликим по площади кругом, рассчитаем для этих рядов приток жидкости к скважинам по формулам режима растворенного газа.  [6]

Из сказанного следует, что в последние годы ( 1961 - 1963 гг.) преобладал режим вытеснения газированной нефти водой в скважины и в газовую зону.  [7]

Ряд незначительных по запасам залежей нефти в течение всего периода их разработки эксплуатируются при упругом режиме и режиме вытеснения газированной нефти водой за счет упругости законтурной области. При этом режиме эксплуатируется большинство крупных месторождений в период их освоения и ввода в промышленную разработку. Далее, для оценки целесообразности применения системы воздействия, например заводнения, необходимо выполнить расчеты технологических показателей при этом виде смешанного режима.  [8]

Не менее важное значение имеет учет неоднородности при проектировании разработки залежей нефти, эксплуатирующихся при режиме истощения ( растворенного газа) и режимах вытеснения газированной нефти водой. Этот класс залежей нефти характерен для многопластовых нефтяных месторождений Узень и Жетыбай в Западном Казахстане, и для некоторых других месторождений СССР.  [9]

Если вязкость нефти существенно больше вязкости законтурной воды ( даже при упругом режиме в нефтяной части залежи) или упроговодонапорный режим в последующем переходит в режим вытеснения газированной нефти водой в результате упругости пород и жидкости в законтурной области, то такие особенности должны учитываться. В этих случаях необходимо использовать численные методы.  [10]

В связи с этим до решения задачи о применении целесообразной системы заводнения необходимо оценить возможности использования природной энергии при разработке месторождения; Для этого следует выполнить гидродинамические расчеты процесса разработки нефтяной залежи при упругом режиме, режиме: растворенного газа и режиме вытеснения газированной нефти водой вследствие упругости законтурной области. По результатам этих расчетов устанавливается доля запасов нефти, которую можно извлечь за счет естественных источников пластовой энергии и определить время перехода к той или иной системе заводнения нефтяной залежи.  [11]

В современной классификации различают следующие режимы: для случая воздействия на пласт путем отбора жидкости: а) водонапорный; б) упругий, или упруго-водонапорный; в) газонапорный, или режим газовой шапки; г) газовый, или режим растворенного газа; д) гравитационный; для случая ввода в пласт дополнительной энергии; е) режим вытеснения нефти водой; ж) режим вытеснения газированной нефти водой; з) режим вытеснения нефти ( газированной нефти) газом.  [12]

При разработке нефтяных месторождений часто может оказаться рациональным снижать давление в эксплуатационных скважинах ниже давления насыщения даже тогда, когда применяется поддержание пластового давления путем законтурного или внутри-контурного заводнения. Как показали специальные исследования, разработка при режиме вытеснения газированной нефти водой во многих геологических условиях может дать большой технико-экономический эффект.  [13]

Если нефть, заполняющая поровое пространство пласта, находится при начальном пластовом давлении, близком к давлению насыщения, избежать выделения газа в пласте невозможно. При закачке воды в этом случае в пласте создается режим вытеснения газированной нефти водой. Различие между этим режимом и обычным водонапорным состоит в том, что распределение давления в залежи подчиняется разным закономерностям.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Вытеснение нефти водой и газом

  Рис. 3. Схема гидроразрыва пласта.

 

В ствол скважины помещается нечто, что может своим собственным  давлением разорвать пласт и  обеспечить его дополнительную трещинноватость. Опять таки, что важно - сам по себе гидроразрыв давление в пласте не повышает, он лишь способствует тому, что нефть или газ начинают поступать в ствол из большего объёма пласта. 

Исторически для разрыва  пласта применяли несколько вариантов. Пласт можно крошить газом  под давлением (т.н. gas gun), можно применять обычные взрывчатые вещества, можно, если очень хочется, крошить пласт и тактическими ядерными зарядами (этим в своё время переболел СССР). Сейчас практически все разрывы пласта осуществляются водой, смешанной со специальными химическими веществами и песком. Вода и химия при этом, за счёт внешнего давления и химических реакций "раздвигают" поры и трещины породы, а песок не даёт им закрыться.

Недостатки гидроразрыва похожи на недостатки предыдущих методов. Опять-таки надо решать вопрос с пресной водой, надо тратить дополнительно средства и энергию на проведение гидроразрыва, вода вместе с химикатами попадает в пласт и обратно - в ствол скважины. Кроме этого, добавляется экологический момент - химия гидроразрыва отнюдь не целебна для человека и её попадание в грунтовые воды может быть фатальным для артезианских источников воды на территории.

 

 

  1. ПОТЕНЦИАЛЬНОЕ ДВИЖЕНИЕ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ

 

Газированная  жидкость представляет собой смесь  жидкой и газовой фаз. Газ находится не только в свободном состоянии; часть его растворена в жидком компоненте смеси. В пластовой нефти обычно содержится природный газ. Если давление в пласте выше давления насыщения нефти газом, то весь газ растворяется в нефти, а нефть называется недонасыщенной. Задача об одномерном потоке такой нефти относится к ранее описанным гомогенным задачам. Если же пластовое давление ниже давления насыщения, то в процессе движения нефти в пласте из нее выделяется газ и образуется движущаяся смесь нефти и свободного газа – газированная нефть. По мере продвижения смеси в направлении снижения давления из капельно - жидкого раствора (жидкого компонента смеси) выделяется все новая масса газа. Выделяющийся из раствора газ присоединяется к движущемуся свободному газу, вследствие чего увеличивается часть порового пространства, занимаемого газом. Свободный газ становится все более подвижным и фазовая проницаемость породы для газа растет, а фазовая проницаемость для жидкой фазы уменьшается.

Вследствие этого расчеты  параметров такого газо-жидкостного  потока проводят на основе многофазной  модели течения. Так общее дифференциальное уравнение одномерных потоков можно  применительно к капельно-жидкой фазе газированной жидкости записать следующим образом

, (9.1)

где .

Массовый дебит газового компонента смеси Gг находится как сумма массового дебита газа, движущегося в свободном состоянии Gгс, и массового дебита газа, движущегося в растворенном состоянии Gгр. Используя формулу (3.3) для свободного газа смеси, получим:

, (9.2)

где – функция, в которой величины μгс и rгс относятся к газу.

Для газа, находящегося в  растворе, найдем

, (9.3)

где σм(р) = Gгр/Gf – массовая растворимость газа в жидкости, т. е. количество массы газа, растворенное в единице массы жидкости при давлении р.

Суммируя почленно равенства (9.2) и (9.3), получим:

, (9.4)

Для газированной жидкости пользуются при расчетах величиной объемного газового фактора Г, который представляет собой отношение объемного газового дебита Qг, приведенного к стандартным условиям, к объемному дебиту жидкого компонента Qж, приведенному к тем же условиям. Поскольку массовый дебит на всех изобарических поверхностях в данном одномерном установившемся потоке один и тот же, сохраняется постоянным вдоль всего потока и газовый фактор Г.

Учитывая, что , где rг0 и rf0 – значения плотности газа и жидкого компонента, соответственно, с помощью формул (9.2) и (9.4) получим:

, (9.5)

где объемная растворимость газа в жидкости

.

Если газ однороден, то в широких пределах (примерно от 1 до 100 ат) объемная растворимость пропорциональна давлению, т. е.

σ(р) =aр, (9.6)

где a – объемный козффиииент растворимости, постоянный для данных жидкости и газа. Формула (9.6) выражает закон Генри растворимости газа в жидкости.

В соотношении для газового фактора (9.5) определим функции yг(р) и yf(р) в соответствии с формулой :

, (9.7)

В практических расчетах по технологии нефтедобычи  учитывается величина объемного коэффициента нефти, зависящего от давления р.

Объемный  коэффициент нефти b(р) характеризует изменение объема нефти вследствие изменений давления и количества растворенного газа. Величина b(р) есть отношение удельных объемов нефти в пластовых и атмосферных условиях.

Согласно данному  определению .

Заменяя в формуле  (5.18) отношение  функцией Y(s) получим:

, (9.8)

 

Рис.4 Кривые зависимости коэффициента растворимости газа

в нефти и объёмного  коэффициента нефти от давления

 

 

При постоянном газовом факторе Г уравнение (9.8), выражая зависимость между давлением р и насыщенностью s, служит уравнением состояния газированной жидкости. Функции μf(р), μг(p), b(р) и σ(р) определяются по экспериментальным данным. На рис. 4 представлены зависимости растворимости σ(р) и объемного коэффициента нефти b(р) от давления р.

Потенциальная функция  для газированной жидкости имеет  вид

 (9.9)

где i=f, г; k*i(s) = ki/k, смотря по тому, движение какой фазы изучается – жидкой или газовой.

Потенциальную функцию j(р) можно определить путем численного интегрирования.

Расчетные формулы  для дебита по закону Дарси имеют наиболее простой вид, когда жидкость однородна и несжимаема. Такова, например, формула Дюпюи для объемного дебита Q. Придадим формуле для объемного дебита жидкой фазы газированной смеси в плоскорадиальном потоке вид формулы Дюпюи, сохранив в ней неизменным множитель рк - рс.

 

Пусть k, rf и μf – постоянны. Тогда из (9.9):

 (9.10)

где Ф (рк) и Ф (pc) – граничные значения интеграла вида .

 Вычитая почленно равенства (9.10) и применяя известную теорему о среднем в интегральном исчислении, получим:

,  (9.11) 

где k'f – некоторое среднее значение функции kf(р) в интервале изменения р от рс до рк.

. (9.12)

Имеем явное сходство с формулой Дюпюи.

Таким образом, при расчете  дебита жидкого компонента газированной жидкости можно использовать формулы  для определения G или Q для однородной несжимаемой жидкости, если заменить в них проницаемость пласта k некоторым средним значением фазовой проницаемости kf. Другими словами – определить дебит газированной жидкости можно, заменив газированную жидкость воображаемой однородной несжимаемой жидкостью, движущейся в пласте с коэффициентом проницаемости k'f, меньшим k.

Среднее значение проницаемости k'f определяется с помощью формулы (9.10), по которой вычисляется Y(s), соответствующее некоторому среднему давлению рср. Это давление можно принять равным среднему арифметическому от рк и рс при небольшом изменении по пласту насыщенности s. Взяв вычисленное Y(s), находим k'f по графику на рис. 5.5.

Хотя формулы  Дюпюи и (9.12) сходны между собой, это сходство чисто внешнее и они отличаются по физическому содержанию. В действительности при движении однородной несжимаемой жидкости в пласте с проницаемостью k мы на основании формулы Дюпюи можем утверждать, что дебит пропорционален депрессии Dрс = рк - рс, независимо от величины давления рк или рс. Для газированной жидкости дебит зависит не только от депрессии Dрс, но и от величины давления рк или рс. В этом легко убедиться, если вспомнить, что средняя фазовая проницаемость k'f обусловлена значениями граничных давлений рк и рс.

Следует отметить, что в действительности величина средней фазовой проницаемости  зависит от целого ряда параметров для жидкости, газа и пласта.

 

Некоторые выводы

1. Дебит газированной жидкости при прочих равных условиях всегда меньше дебита однородной несжимаемой жидкости. С повышением газового фактора при неизменяющейся депрессии Dрс дебит жидкой фазы уменьшается, а дебит газа увеличивается; при этом показатель ε растет, хотя и непропорционально G.

2. При данной депрессии Dрс и газовом факторе Г более высокий дебит будет при более высоком пластовом давлении. Это объясняется тем, что при более высоких давлениях меньшее количество пластового газа находится в свободном состоянии, чем при более низких давлениях. Следовательно, повышается фазовая проницаемость жидкости.

Так как для обеспечения  притока нефти к забою скважин  необходимо создание депрессии Dр = рк - рс, причем с ростом депрессии дебит скважин увеличивается, то для повышения добычи более эффективным средством является увеличение депрессии за счет повышения пластового (контурного) давления рк, но не путем снижения забойного давления рс.

 

 

Отмеченный факт подчеркивает большое значение своевременно принятых мер по поддержанию или повышению пластового давления в первых же стадиях разработки нефтяных месторождений.

3. Зависимость дебита жидкости и газа от депрессии, в отличие от однородной жидкости, не является линейной, хотя фильтрация каждой из фаз газированной жидкости принимается следующей линейному закону фильтрации. Таким образом, искривление индикаторной линии при фильтрации газированной жидкости еще не означает наличия отклонений от линейного закона фильтрации.

Индикаторная  кривая для реальной газированной нефти имеет меньший наклон, чем кривая для идеальной газированной жидкости.  Это указывает на то,  что для реальной жидкости существуют добавочные сопротивления   при  фильтрации,   не   учтенные   в   идеальной жидкости.

4. Рассмотрение  нестационарной фильтрации газированной  жидкости показывает, что начальный период (первые месяцы) неустановившейся радиальной фильтрации газированной жидкости в условиях режима растворенного газа характеризуется высокими дебитами жидкости и газа. Величина дебита жидкости быстро уменьшается с течением времени. Темп падения дебита газа меньше, чем темп падения дебита жидкости.

В дальнейшем темп падения  дебита жидкости резко уменьшается  и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика (уменьшается на порядок). Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости. Газовый фактор сначала резко возрастает, достигая в скором времени  максимума, затем постепенно уменьшается.

 

 

  1.  ОСНОВНЫЕ ТЕОРИИ ПОРШНЕВОГО И НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ

 

Водонапорный режим вытеснения нефти водой - основной в практике разработки нефтяных месторождений. Тенденция  в развитии методик расчетов технологических  показателей состоит в максимальном приближении математических моделей  к реальным условиям месторождений (различие вязкостей, многофазность движения, неоднородность пласта и др.).

Поршневое вытеснение нефти - это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади - только вода, т.е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения.

На пласт создается  постоянный перепад давления постоянные давления соответственно на контуре  пласта и на галерее (остальные поверхности  непроницаемые). Жидкости считаются  несжимаемыми, взаимно нерастворимыми и химически не реагирующими одна с другой и с пористой средой. Полагается, что плоскость контакта нефти и воды вертикальная. Это  справедливо для случая либо предельно  анизотропного пласта (проницаемость  в вертикальном направлении равна  нулю), либо равной плотности нефти  и воды. Различны только вязкости нефти  и воды. В пласте выделяются водяная, заводненная и нефтяная зоны. В  первых двух движется вода, а в третьей - нефть.

Скорость фильтрации и  расход изменяются с перемещением ВНК, т.е. во времени. Следовательно, несмотря на постоянство перепада давления движение жидкости неустановившееся.

Положение ВНК не параллельно  галерее (искривлено). Чем больше длина  ВНК, тем больше v и q. Значит, в тех сечениях, где длина больше или граница раздела ближе к галерее, будет происходить опережающее перемещение ВНК и дальнейшее искривление линии раздела. Отсюда приходим к выводу, что если на границе раздела образовался "язык обводнения", то в дальнейшем он не только не исчезает, но еще больше вытягивается, продвигаясь с большей скоростью. Искривленное, вернее горизонтальное положение ВНК по отношению к галерее, отмечается в наклонных пластах, что приводит к более быстрому обводнению галереи по подошве пласта. В реальных условиях неизбежны возмущения на границе раздела (например, изменение проницаемости) и образование "языков обводнения", т.е. проявляется вязкостная неустойчивость вытеснения. Если движение образовавшихся "языков обводнения" замедляется, то такое перемещение границы раздела называют устойчивым.

stud24.ru

Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пласта

 ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

1)напором краевых вод;

2)напором газа, сжатого в газовой шапке;

3)энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;

4) упругостью сжатых пород;

5) гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре.

Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

   (6.1)

где   - поверхностное натяжение на границе нефть-вода;

R - радиус сферической поверхности столбика нефти;

г - радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:

   (6.2)л

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ

На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело-жидкость. Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зёрен.

В таких случаях может наблюдался непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки перовых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок.

Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60-б5°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.

Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывай забой какими-либо средствами.

Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона.

ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде.

Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax,

соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sn. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

Рис. 6.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80 %

Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100 %.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1)капиллярно удержанная нефть;

2)нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.

Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.

Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на, границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.

РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромна скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.

За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки - вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.

Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

students-library.com

Вытеснение нефти водой и газом

Поскольку движение жидкостей  неустановившееся, то это вызывает изменение давления в разных точках пласта. В случае сжимаемых жидкостей  такое перераспределение давления приводит к изменению скоростей  движения.

 

Время перераспределения  давления за счет сжимаемости жидкостей  существенно меньше, чем время  вытеснения, поэтому влиянием сжимаемости  на процесс вытеснения можно пренебречь.

Непоршневое вытеснение нефти - это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.

Вопросы вытеснения нефти  водой изучались многими исследователями. Механизм вытеснения нефти водой  из микронеоднородных гидрофильных пористых сред можно представить  так (по М.Л. Сургучеву). В чисто нефтяной зоне пористой среды перед фронтом  внедрения воды движение нефти происходит непрерывной фазой под действием  гидродинамических сил. По крупным  поровым каналам нефть движется быстрее, чем по мелким. На фронте внедрения воды в нефтяную зону, в масштабе отдельных пор, движение воды и нефти полностью определяется капиллярными силами, так как они превосходят гидродинамические силы на малых отрезках пути. Вода под действием капиллярных сил устремляется с опережением преимущественно в мелкие поры, вытесняя из них нефть в смежные крупные поры до тех пор, пока разобщенные крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой. Если крупные поры образуют непрерывные каналы, то вода по ним будет двигаться с опережением. Тем не менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярных сил также переместится в уже обводненные крупные поры и останется в них в виде отдельных глобул.

Таким образом, мелкие поры оказываются заводненными, а крупные  остаются в разной степени нефтенасыщенными. В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвижной нефти, водонасыщенность пласта вдоль потока уменьшается от предельной водонасыщенности при неподвижной нефти до некоторой фронтальной водонасыщенности. В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефть в крупных порах, а нефть перемещается в незаводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды и нефти определяется распределением пор по размерам, водонасыщенностью и объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части среды, а также распределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются кривыми фазовых (или относительных) проницаемостей.

За задним фронтом подвижной  нефти нефтенасыщенность обусловлена наличием нефти в разрозненных, крупных, блокированных водой порах. Непрерывных, нефтенасыщенных каналов, вплоть до добывающих скважин, в этой зоне нет, нефть является остаточной,

 

 

неподвижной. Но нефть в  глобулах не теряет способности двигаться  при устранении капиллярных сил.

Поршневое вытеснение нефть вода.

Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных  пластов, то остаточная нефть может  оставаться в порах также в  виде пленки.

В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются  редко, связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные  поры. Закачиваемая вода смешивается  со связанной водой и остается в крупных порах. Остаточная же нефть  остается в виде пленки в крупных  порах и в порах меньшего размера. Она также не теряет способности  двигаться при устранении капиллярных  сил. На этом основаны теории методов  увеличения нефтеотдачи пластов.

В заводненной зоне гидрофильного  пласта остается рассеянной 20-40 % нефти  от первоначального ее содержания в  зависимости от проницаемости, распределения  размеров пор и вязкости нефти, а  в гидрофобном пласте - уже 60-75 %.

Многофазная фильтрация с  учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу. Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газа и воды предложили М. Маскет и М. Мерее (1936г.), которые считают, что углеводороды представлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному закону Генри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт (1942 г.). В 1953 г.Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил.

Согласно наиболее простой  модели Баклея - Леверетта непоршневое вытеснение, как известно из подземной гидрогазодинамики, описывается уравнением доли вытесняющей жидкости (воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью.

Рис. 5 - Зависимость нефтенасыщеноости от границы фронта

ВНК при поршневом и непоршневом вытеснении  (t1< t2<t3).

 

 

  1.  РАСЧЕТНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

Сколько жидкости необходимо закачать в пласт  Q(ед. времени) через нагнетательную скважину, чтобы поддерживать давление на стенки скважин на уровне = 1,9 МПа. Радиус скважины , ,

  , ,

 

 

Используя  формулу Дюпюи находим объемный дебит скважины

 

 

 

 

 

 

 

Приложнение 1

h (м)

(м)

µ(сПз)

K(мD)

P(МПа)

9

1000

1,1

100

1,4

10

1050

1,2

104

1,5

11

1100

1,3

108

1,6

12

1150

1,4

112

1,7

13

1200

1,5

116

1,8

14

1250

1,6

120

1,9

15

1300

1,7

124

2

16

1350

1,8

128

2,1

17

1400

1,9

132

2,2

18

1450

2

136

2,3

19

1500

2,1

140

2,4

20

1550

2,2

144

2,5

21

1600

2,3

148

2,6

22

1650

2,4

152

2,7

23

1700

2,5

156

2,8

24

1750

2,6

160

2,9

25

1800

2,7

164

3

26

1850

2,8

168

3,1

27

1900

2,9

172

3,2

28

1950

3

176

3,3

29

2000

3,1

180

3,4

30

2050

3,2

184

3,5

31

2100

3,3

188

3,6

32

2150

3,4

192

3,7

33

2200

3,5

196

3,8

34

2250

3,6

200

3,9

35

2300

3,7

204

4

36

2350

3,8

208

4,1

37

2400

3,9

212

4,2

 

 

 

Заключение 

 

Вытеснение нефти –  сложная проблема , для которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. За многолетнюю практику предложено множество методов и технологических приемов.

Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физикохимии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет к получению новых методов основанных на новых физических принципах 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список  литературы:

 

  1. http://mysagni.ru/ucheba/razrabotka/208-mehanizm-vytesneniya-nefti-gazom-vysokogo-davleniya-pri-smeshenii.html
  2. http://www.neftelib.ru/neft-book/001/11/index.shtml
  3. http://www.peak-oil.ru/sentiment.php?pr003
  4. www.dobi.oglib.ru/bgl/236/441.html
  5. Шуров В. И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. - М.: Недра. - 1983.
  6. Чарный И.А.  Подземная гидрогазодинамика. – М.: Изд-во нефтяной и горно-топливной лит-ры, 1963. – 396с.
  7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984.– 211с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Руководитель: Дегтярев В.А. Страница

stud24.ru

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

Газированная нефть

Cтраница 1

Неочищенная, газированная нефть, добываемая из скважины. Может содержать воду и взвешенные частицы.  [1]

Движение газированных нефтей в системе скважина - пласт.  [2]

Температура измеряемой газированной нефти изменялась от 278 до 313, однако никакой четкой зависимости показаний счетчика типа ВВ установлено не было. Ца основании проведенных исследований Гипровостокнефть рекомендовано применение счетчиков типа ВВ в качестве промысловых дебйтомеров на нефтях, не имеющих значительных отложений парафина в трубопроводах. Погрешность измерений дебита этими счетчиками, отнесенная к максимальной эксплуатационной пропускной их способности, не превышает 2 5 % для безводных нефтей и 5 % - для обводненных.  [3]

Температура измеряемой газированной нефти изменялась от 278 до 313, однако никакой четкой зависимости показаний счетчика типа ВВ установлено не было. Ца основании проведенных исследований Гипровостокнефть рекомендовано применение счетчиков типа ВВ в качестве промысловых дебйтомеров на нефтях, не имеющих значительных отложений парафина в трубопроводах. Погрешность измерений дебита этими счетчиками, отнесенная к максимальной эксплуатационной пррпускной их способности, не превышает 2 5 % для безводных нефтей и 5 % - для обводненных.  [4]

Если добывается чистая газированная нефть, то коррозия практически не происходит. Фактические сроки службы насосно-компрессорных труб при эксплуатации в скважинах с коррозионно-агрессивной средой значительно ниже и иногда составляют не более 3 - 5 лет.  [5]

Режим вытеснения газированной нефти водой отличается от режима вытеснения нефти водой тем, что на части разрабатываемой площади давление падает ниже давления насыщения, что приводит к выделению части газа из растворенного состояния в окклюдированное. В зависимости от размера площади, на которой давление ниже насыщения, от величины и продолжительности снижения газовый фактор некоторое время может значительно превышать начальный газовый фактор. После вытеснения свободного газа из пласта он снижается до величины растворенного в нефти газа.  [6]

Для некоторых газированных нефтей эффективная работа сепарационных установок возможна только после их предварительной обработки в системе сбора специально подобранными реагентами-антипенными присадками. В этой связи разработка простых методов оценки склонности нефтей к ценообразованию ( классификация их на этой основе) и подбор эффективных антипенных присадок для пенистых нефтей является весьма актуальной задачей, требующей более подробного рассмотрения.  [7]

При вытеснении газированной нефти водой вычисления существенно осложняются тем, что необходимо знать время перехода каждого ряда скважин ( или отдельных скважин) на напорный режим. Для этого проводят расчеты для каждого ряда по различным методикам.  [8]

При движении газированной нефти в пласте ( после точки С, где р [ Рнас) давление вдоль пласта падает и вследствие этого из нефти выделяются пузырьки газа, находящегося в растворенном состоянии. По мере приближения жидкости к забою размеры пузырьков увеличиваются, а, кроме того, выделяются новые пузырьки газа, выходящего из раствора.  [9]

При движении газированной нефти каждую из составляющих фаз ( нефть и газ) можно рассматривать движущейся раздельно, как бы независимо от другой фазы.  [10]

При вытеснении газированной нефти водой, когда разработка пласта ведется в условиях комбинированного режима, определять дебиты рядов скважин можно по методике, разработанной для водонапорного режима.  [11]

При вытеснении газированной нефти напором контурных вод одновременно в пласте существуют два режима.  [12]

А в газированную нефть по линии 3 подают компрессором 838 кмоль газа концевой ступени сепарации 7, причем обработанный дегазированной нефтью газ концевой ступени полностью выводят из линии 10 в газопровод 4, а часть газа в количестве 80 %, предварительно отобранного из трубопровода 1, подают на линию 5 обратно в трубопровод 1, а полученная газонефтяная смесь далее разгазируется в сепараторе 2 при давлении 0 32 МПа. При этом выделившийся газ подают в газопровод 4, а нефть - в сепаратор 7, а газ из сепаратора 7 в количестве 38 0 кмоль подают на рециркуляцию, то энергетические затраты на компримирование этого количества газа составят 1 24 кмоль.  [13]

При заполнении газированной нефтью вертикальных моделей сепараторов истечение пены из входной насадки осуществляется в виде однородной пенной структуры, прерываемой иногда небольшими газовыми включениями.  [14]

После открытия клапана газированная нефть поступает в затрубное пространство.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Механизм вытеснения нефти из пласта водой и газом. Эффект Жамена — реферат

       МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

       РОССИЙСКОЙ  ФЕДЕРАЦИИ

       ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

       ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

       ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

       «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ   ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» 

       Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»     

       РЕФЕРАТ

       по  дисциплине «Физика пласта»

       на  тему «Механизм вытеснения нефти из пласта

       водой и газом. Эффект Жамена»    

       Выполнил  ст. гр. _________________ 

       Проверил  доцент  _________________ 

       

       

       Содержание

1. Механизм вытеснения нефти из пласта водой и газом 3
2. Силы, противодействующие вытеснению нефти из пласта 6
2.1. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи 6
2.2. Роль капиллярных  процессов при вытеснении нефти  водой из пористых сред  12
3. Эффект Жамена  19
  Список использованной литературы 22

 

       

       1. Механизм вытеснени я нефти из пластаводой и газом

       В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся  и поддерживаются искусственно путем  нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется  внешними агентами – краевой или  нагнетаемой водой, свободным газом  газовой шапки или газом, нагнетаемым  в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных  деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой  и газом имеет много общего.

       Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими  ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют  на нефть как "поршни". Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью  неизбежно опережает нефть. При  этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенностипо длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 1. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

       Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения ρmax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды ρп. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от ρmax до ρф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. 

       

       Рисунок1. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

       Второй  участок (зона II) с большим уклоном  кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к  зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может дост игать нескольких метров.

       Аналогичное распределение газа и нефти в  пласте образуется при вытеснении нефти  газом. Разница главным образом  количественная в связи с различной  вязкостью воды и газа.

       Кроме свободного газа газовой шапки, нефть  из пласта может вытесняться также  газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия  растворенного в нефти газа проявляется  в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения  нефти газом.

       Свободный газ со снижением давления вначале  выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования  пузырька у стенки (за исключением  случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

       Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

 

       

       2. Силы, противодействующие  вытеснению нефти  из пласта

       2.1. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи

       Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

       В лабораторной практике обычно измеряется нефтеотдача за безводный и водный периоды. При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно «безводной» и «водной». Аналогичные периоды в принципе отмечаются и при эксплуатации нефтяных залежей с контурной водой. Поэтому делаются попытки оценить нефтеотдачу естественных пластов и отдельных их участков в безводный и водный периоды. По этим величинам можно судить об эффективности процесса разработки залежи. По одному из пластов коэффициент нефтеотдачи в безводный период составил около 0,6. При водном факторе, равном 3 (водный фактор — среднее количество извлекаемой воды, приходящейся на 1 т добываемой нефти), коэффициент нефтеотдачи увеличился еще на 0,25. Причем безводный период длился 16 лет, а водный более 25 лет.

       Объемы  добываемой нефти в безводный  и водный периоды в различных  геологических условиях н е одинаковы. В пологих структурах с большими площадями контакта воды и нефти добыча нефти в водный период оказывается более значительной и длительной. Поэтому необходимо выделять нефтеотдачу в безводный и водный периоды эксплуатации залежей. Конечные же нефтеотдачи следует сравнивать с учетом водного фактора. 

       При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически  возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Например, при разработке некоторых залежей на Биби-Эйбате за 25 лет эксплуатации коэффициент нефтеотдачи едва достигал 0,1. Даже в том случае, если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 0,7—0,8.

       Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшая ее величина отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченн ыми по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большей эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

       Некоторые исследователи считают, что в  большинстве залежей с активным напором воды суммарная нефтеотдача не превышает60% к тому моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин становится экономически нецелесообразной.

       Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при любом другом источнике пластовой энергии. В таких условиях нефтеотдача составляет 8—30%, а в большинстве случаев 15—20%. Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и малым соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

       Значительно эффективнее проявляется энергия  газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою и первоначально происходит эффективное поршневое вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Поэтому в зависимости от строения залежи наблюдаются высокие пределы нефтеотдачи в месторождениях с газовой шапкой (0,6—0,7). Однако при большой неоднородности пластов коэффициент нефтеотдачи не превышает 30%. Снижение эффективности расширения газовой шапки при этом обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и малой вязкостью его, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

       Значительное  влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает, по-видимому, угол наклона пластов. При крутых углах падения условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

       Низкая  нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения.

       Если  бы пористая среда пласта представляла собой систему трубок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вытеснении нефти водой и газом газовой ша пки практически можно было бы достигнуть полной нефтеотдачи. Микронеоднородный и крайне сложный характер строения порового пространства — причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное же движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

       Известно, что вытеснение взаимно растворимых  жидкостей (т. е. при отсутствии менисков), характеризуется высокими коэффициентами нефтеотдачи, близкими к 95—100%.

       Высокая вязкость нефти по сравнению с  вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с ростом вязкости нефти сильнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

       В природных условиях, кроме пленочной  и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и у местных непроницаемых экранов и перемычек.

       Остаточная  нефть этого вида весьма распространена. Доказательством служат многочисленные случаи притока чистой нефти в скважины, пробуренные позади водо-нефтяного контакта в промытой части пласта. По этой же причине перераспределение и увеличение отбора жидкости из пласта иногда приводят в обводненных залежах к повторному увеличению притока нефти к скважинам.

       Если  бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70—80%). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

freepapers.ru

Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом

 

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как "поршни".

Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются.

С увеличением водонасыщенности, например до 50-60%, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды.

Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 5.2.

Эта схема процесса представляется всеми исследователями как уммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом

 

Рис. 5.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

 

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sп. При этом в пласте можно отметить три зоны.

В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве.

Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

 

www.tehnik.top