Контрольна задача № 2

Теоретичні відомості:

Компресорна експлуатація нафтових свердловин є відтворенням природного фонтанування.

Різниця заключається в тому, що при фонтануванні джерелом енергії є газ, що поступає з пласта, а при компресорній експлуатації - підйом рідини із свердловини здійснюється під впливом енергії стиснутого повітря або газу, що нагнітається в свердловину із поверхні.

Рух газорідинної суміші набагато складніший закономірностей руху однорідної рідини або газу. Піднімання нафти в стовбурі свердловини, може відбуватися за рахунок пластової енергії або за рахунок пластової та штучно введеної в свердловину з поверхні енергії. У стовбурі свердловини енергія витрачається на подолання сили ваги гідростатичного стовпа водонафтової суміші, сил шляхового гідравлічного тертя опору, розширення чи звуження, зміни напряму місцевих потоків опору та опорів, пов`язаних з рухом, а також на транспортування продукції свердловин від устя до пункту збору і підготовки нафти.

Густина газорідинної суміші виражається через густину нафти, води і газу в потоці, якщо яка-небудь із фаз відсутня, то її у суміші прирівнюють до нуля. Також необхідно знати дійсні об`ємні вмісти (насиченість фаз в потоці).

Величини насиченості фаз можливо визначити в лабораторних умовах, методом відсікання (одночасне відсікання суміші в трубі та на її кінцях).

Для переходу від промислових параметрів вводять поняття об`ємного витратного вмісту фази в потоці. Наприклад, для двохфазного газорідинного потоку – об`ємний витратний газовміст потоку.

Залежність між об`ємними витратами газового потоку і об`ємним вмістом (дійсним вмістом) фаз в потоці встановлюють за експериментальними даними. Витрати тиску на тертя під час руху однорідинної суміші більше, ніж під час руху одно рідинної рідини.

Задача

Ви значити швидкість руху суміші нафти та газу біля башмака, устя і в підйомних трубах, а також перевірити діаметр підйомника.

Дані по свердловині: дебіт нафти (вода відсутня) Q_Н=250 т/добу; дебіт газу V_Г=69000 м³/добу; питома вага нафти g_Н=0,828 г/см³; підйомні труби d=0,075 м (3") опущені до верхніх отворів фільтру на глибину l=1400 м; абсолютний забійний тиск і тиск біля башмака дорівнюють і складають Рзаб=Рбаш=70 ат; абсолютний тиск на усті свердловини (буферний) Рбуф=18 ат; коефіцієнт розчиненості газу α=0,6 м³/м³×ат.

1. Визначимо об’єм вільного газу, який поступає з пласта на забій свердловини з 1м3 нафти (без урахування відносного руху газу в нафті):

де

= 302 м³/добу – дебіт нафти в 1 м³

2.66м³/м³×ат.

2. Швидкість руху суміші біля башмака:

= 2.9 м/сек.

3. Швидкість руху суміші на усті:

10.3 м/сек

4. Середня швидкість руху суміші в підіймальних трубах:

= 6.6 м/сек

5. Діаметр фонтаних труб за формулою А. П. Крилова для роботи підйомника на оптимальному режимі (при максимальному ККД):

Рекомендується застосовувати найближчиий стандартний діаметр труб, рівний 3", що і має місце в даній свердловині. А це значить, що труби для заданих умов підібрані правильно.

Лекція №1

Вступ

Процеси розробки і експлуатації газових ,нафтових та газоконденсатних родовищ тісно пов’язані з закономірностями фільтрації вуглеводнів і води в гірських породах ,що складають продуктивні шари ,тому властивості гірських порід і пластових рідин визначається раціональною технологією розробки покладів нафти і газу, а також економічних показників їхнього витягу з надр. Матеріали курсу є основою, на якій базуються всі наступні спеціальності, які визначаються спеціалізацію гірського інженера, що працює в області розробки і експлуатації нафтових, газових, газоконденсатних родовищ. Далі будуть дисципліни : технологія видобування нафти, технологія видобування газу, але у курсі фізика нафтового і газового пласта розглядаються методи підвищення ефективності розробки покладів нафти і газу. Головна задача, яку вирішує фізика нафтового і газового пласта – вивчення колекторських і фільтраційних властивостей гірських порід, фізичних і фізико-хімічних властивостей пластових рідин і газів в умовах залягання, що змінюються, і в дослідженні фізичних основ підвищення нафто- і газовіддачі колекторів.

Також потрібно дуже уважно відноситись до залишків нафти, які недоступні. Аналіз показує, що в надрах залишається 50 і більше % нафти, але дослідне вивчення фізичних законів і факторів, що впливають на це співвідношення дає вказівку на шлях, по якому воно може змінитися в сприятливий бік в майбутньому. Але на дане співвідношення на цей час не можна одержати ні позитивної, ні негативної відповіді. Ретельне вивчення механізму впливу рідини в порах, що вміщують нафту повною мірою забезпечує одержання достатньо визначених даних про величину добору, які можливо успішно здійснювати при витягу залишків нафти з надр, а також факторів, що впливають на зміну цієї величини. Варто усвідомити , що явища, які відбуваються в якому-небудь нафтовому резервуарі (покладі) не мають ніякого практичного значення доти, доки родовище нафти не надійде у розробку. Для цього інженери-технологи по видобуванню нафти повинні передбачити безліч труднощів, пов’язаних з витягом нафти на поверхню.

Термін нафта застосовується для визначення загального класу більш важких вуглеводнів, що звичайно представлені на денній поверхні рідкою фазою і володіють темним або коричневим кольором. Практично варто зробити розходження між „сірою” і „чорною” нафтою, що є в межах підземного родовища (резервуара) і конденсатом, що при початковому пластовому тиску і температурі представлений у надрах паровою фазою, а на поверхні дає солом’яно-жовтий колір.

2. Нафтові підземні резервуари.

Нафта видобувається зі свердловин, пробурених в гірських породах, що залягає в надрах землі. Група свердловин, що дренують підземне скупчення нафтових чи газових покладів, що розташовані на визначеній площі, яка обмежує сітку свердловин складає нафтовий промисел

Обсяг гірських порід, де зібралася нафта і відкіля вона витягається має назву нафтовий підземний резервуар. Завдяки тому, що газові колектори залягають глибоко (приблизно 4 км) укладені в них рідини піддаються підвищеній температурі та тиску, що відповідає глибині залягання шарів. Значення пластових тисків в розкритті покладу бурінням є важливим фізичним показником, що впливає на стан і властивості пластових рідин. Пластова температура пов’язана геотермічним градієнтом ;геофізичним місцем розташування родовища. Середнє значення геотермічного градієнта складає приблизно 1 при поглибленні на 33 м, стосовно середньої річної температури в даній місцевості.

Лекція №2

Основні цілі і задачі фізики пласта

1. Характеристика нафтових порід.

2. Границя нафтових підземних резервуарів.

3. Класифікація нафтових підземних резервуарів по структурній ознаці.

Не розглядаємо геохімічні питання, що відносяться до походження нафти, не зачіпаємо і проблему міграції й акумуляції нафти, бо це все продовжує бути суперечливою характеристикою для науковців.

Фізика пласта – прикладна наука, що вивчає фізичні властивості пластів і їхні зміни під дією природних процесів, а також фізичні процеси, що протікають у пластах з метою оцінки нафтових і газових пластів та ефективного витягу їх витягу. Фізичні властивості пласта – це його здатність взаємодіяти зі штучними і природними полями, а саме числова характеристика – захід впливу на пласт.

Пласт – складна система, що може періодично змінюватися, при цьому змінюються і властивості. Будь-який процес розробки – це процес руйнування природної системи.

Основні цілі і задачі фізики пласта :

встановлення фізичних, фізико технологічних параметрів, необхідних для розрахунку витягу нафти і газу; фізико технологічні властивості – це реакція пласта на вплив, до якої належить: розробка і створення принципово нових методів впливу на пласт і оцінка їхньої продуктивності;розробка принципово нових технологічних споруджень гірських порід, що виробляються на базі властивостей пласта; вивчення методів і шляхів створення систем контролю за станом і динамікою нафтогазового пласта в процесі витягу при реалізації технології витягу продукції.

Нафтовий пласт – це складна динамічна система, що містить колектор, насичений нафтою і характеризується сильною неоднорідністю властивостей. Розглянемо структуру і властивості нафтогазового пласта як багатофазну, багатокомпонентну систему. Додаємо, що пласт є гетерогенна, багатофазна, багатокомпонентна, термодинамічна система. Термодинамічна система – це сукупність матеріальних тіл і полів, здатних взаємодіяти один з одним. Енергія частот характеризує в цілому енергію системи. Повна енергія – це внутрішня енергія і зовнішня. Прикладом внутрішньої енергії є розчинені розчинений газ.

Маємо 3 типи взаємодії пласта: механічна; теплова; маса обміну. Термодинамічна система може обмінюватися речовиною і енергією з іншими системами. Системи бувають : відкриті, закриті; гетерогенні, що складаються з окремих систем, розмежованих поверхнею, при чому при проході через поверхню системи хоча б одна властивість змінюється ; гомогенна – однорідна система, в якій властивості або міняються плавно або взагалі не міняються.

Компоненти термодинамічної системи – це індивідуальні речовини, що складаються з окремих молекул і найменше число цих молекул необхідно і досить для утворення всіх фаз цієї системи.

Розглянемо резервуари вуглеводнів. У конденсатному підземному резервуарі рідина або інший вміст порового простору спочатку знаходиться у паровій фазі, що витягається на денну поверхню у виді газу і рідкого конденсату.

Коли скупчення нафти, укладені в природних тріщинуватих колекторах, то можна зустріти і виключення з правила, при всіх аналогічних обробках фізичних явищ у нафтових резервуарах приймається, що за винятком перехідної зони між областями нафтонасиченості і газовою шапкою в пласті не існує фази вільного газу. Спочатку розподіл в основній масі нафти, що знаходиться в розроблюваній частині резервуару. За умови повної термодинамічної рівноваги варто очікувати виділення і накопичення вільного газу у виді безупинної фази.

Напевне прийняте припущення не має доказів, що може його спростувати, а існування позитивного доказу повноцінності припущення залишається сумнівним. Дане припущення не можна ні спростувати ні підтвердити.

2. Границя нафтових підземних резервуарів.

Ми знаємо типи гірських порід, що входять до складу нафтових колекторів, які мають місцеву нафтоємність, при цьому мається на увазі, що перерахований осад певною мірою має пропускну здатність для рідини, тобто проникність. Очевидно, що породи, які утворені можуть утворити нафтовий підземний резервуар; повинні володіти двома показниками : проникністю та пористістю.

Однак нафтовий резервуар є більш широким поняттям, ніж гірська порода, що володіє властивістю нагромаджувати і віддавати нафту, яка міститься в ній. Нафтовий резервуар складається з пористої і проникної породи, що неодмінно містить нафту; щоб мати промислову цінність повинен мати достатньо великий запас нафти, що витягається для виправдання витрат на буріння і експлуатацію хоча б однієї свердловини, з якої можна було б отримати нафту. Однак розмір резервуара не є показником безпосереднього зв’язку з описом фізичної системи.

Нафтові підземні резервуари повинні бути вмістилищем скупчення нафти з первиннх джерел і мати здатність утримувати і пропускати через себе рідини. Вони повинні володіти „властивостями пасток” , щоб охоронити нафтову рідину один раз надійшла у колектор. У іншому випадку нафта у колекторі не збереглася б.

Прагнення нафти „піти” з колектора підштовхують сили, що виникли у зв’язку з гідростатичним тиском і є така можливість нафти відокремитись від останньої, накопичуючись поверх зони нафтонасиченості. Гравітаційний поділ сприяє розподілу нафти, газу, води в резервуарі згідно їх густинам. Кожна з гірських порід безпосередньо зв’язана з нафтонасиченим колектором і може служити його захистом за умови, що по своїй природі вона є зовсім непроникною для руху рідин.

Варто пам’ятати, що всі нафтовмісні породи фактично є осадовими. Лабораторні досліди показують, що тиск витіснення перевищує силу плавучості; капілярні сили, на розділі двох фаз води і нафти врівноважують силу плавучості в межах самої зони нафтонасиченості. Сила плавучості впливає на захисне середовище, що залягає поверх нафтового колектору, якщо останній цілком насичений водою.

3. Класифікація нафтових підземних резервуарів :

- резервуари, закриті місцевою деформацією пластів;

- резервуари, закриті породами, в яких змінюється проникність;

- резервуари, закриті комплексом порід при відсутності відповідної проникності;

- резервуари, закриті комплексом порід при відсутності належної проникності.

У великій розповсюдженій формі розрізняють резервуари, утворені проникністю порід, що змінюється.

Лекція № 3

Фізичні властивості і поводження нафтових і пластових рідин.

1. Параметри визначення початкових умов і властивості підземних резервуарів, пористість гірських порід.

2. Однокомпонентні системи.

1.Існує два основні напрямки в науці про технологію видобування нафти з підземного резервуару. Один складається з вивчення параметрів і характеристик нафтових резервуарів і їхнього походження, що безпосередньо відноситься до резервуара і тих других, основних фізичних процесів, що у ньому можуть відбуватися. Ці параметри знаходяться під контролем промислового інженера. Просто їх потрібно знати і на скільки це можливо добре розуміти в чому визначається поводження резервуарів. У ці параметри входять: загальна геометрична структура резервуару; його фізичні розміри, початковий зміст у ньому рідин і їхній розподіл; тиск насичення нафти газом; характеристика водонасичення; пластова температура;пористість і проникність породи колектора;співвідношення насиченості і проникності; склад нафти; природа газу в розчині та ін.

Усі ці параметри визначають собою початкові умови і властивості, що характеризують будь-який конкретний резервуар, отже, значення їх необхідно встановити якомога точніше. Можна розглядати ці дані, як сприятливі чи несприятливі, але на них варто дивитися тільки як на природні. Наведені властивості резервуара визначають його потенційні можливості нафтоносної системи, однак перед промисловим технологом є ще великі задачі по створенню програм розробки покладу. Ця програма включає кількість свердловин і їх розміщення, спосіб розкриття. Встановлюється величина добору окремо для кожної свердловини і для всього резервуару. Після того як на початок розробки була встановлена програма робіт, об’єктом контролю з боку технолога є зміни, які вносяться в цю програму, в залежності від роботи нафтового покладу в цілому. Напевно у даний час можна намічати і проектувати і проектувати розробку більшості нафтових резервуарів не прибігаючи до вторинних методів видобутку нафти, однак існує велика кількість виснажених резервуарів, що були недостатньо розроблені ( де можна провести додаткову вторинну експлуатацію).

Властивості нафти і газу, як статичних вуглеводневих систем у термодинамічній рівновазі поза зв’язком їх у пористому резервуарі до експлуатацій нафтових свердловин. Нажаль цей розгляд буде в значній своїй частині емпіричним. Остання обставина слідує з проблеми і відсутності єдиної теорії порівняння між властивостями різних сумішей вуглеводнів. Отже, предметом досліджень, які суттєво впливають на фізичні властивості і поводження нафти та пластових рідин є пористість і проникність.

Під пористістю гірської породи розуміють наявність у ній порожнин (пор). Коефіцієнтом повної чи абсолютної пористості називають відношення сумарного об’єму пор у зразку породи до видимого його об’єму, вимірюється у частках або у відсотках об’єму породи. По походженню пори поділяються: первинні і вторинні.

До первинних відносяться порожнини між зернами, проміжки між площинами, що утворилися в процесі осадового накопичення та формування породи. До вторинних – пори, що утворилися в результаті процесів розламу і дроблення породи, виникнення тріщин та ін..

Структура порового простору обумовлена гранулометричним складом часток, їхньою формою, хімічним складом порід. Походження пор, а також співвідношення кількості великих і малих пор; у великому ступені властивості залежать від розмірів порових каналів. По величині порові канали поділяють:

- надкапілярні ( більше 0,5 мм);

- капілярні (від 0,5 до 0,0002 мм);

- субкапілярні (менше 0,0002 мм).

По великим, над капілярним каналам рух нафти і газу відбувається вільно, а по капілярним – про значній участі капілярних сил; у субкапілярних - рідини такому ступені утримуються силою протягування стінок каналів (внаслідок малої відстані між стінками каналу, рідина в ній знаходиться в сфері дій молекулярних сил породи), що практично в природних умовах переміщуватись не можуть.

Породи, пори в яких представлені в основному субкапілярами, не залежно від пористості практично непроникних для рідин і газів ( глина, глинисті сланці).

Гарні колектори нафти ті породи, пори яких представлені в основному капілярними каналами досить великого перетину, а також надкапілярними порами; при існуванні природних умов перепад тиску не у всіх порожнечах рідини і газ знаходяться у русі.

Поряд з коефіцієнтом повної пористості введені поняття коефіцієнту відкритої пористості, а також коефіцієнти, що характеризують статичну корисну ємність і динамічну корисну ємність колектора. Коефіцієнтом пористості прийнято називати відношення об’єму відкритих пор до сполучених пор зразка.

Статична корисна ємність характеризує об’єм пор та порожнин, що можуть бути зайняті нафтою чи газом. Динамічна корисна ємність характеризує відносний об’єм пор і порожнеч, через які можуть фільтруватися нафта і газ в умовах, що існують у пласті.

3. Системи, в основі яких полягають фізичні взаємодії перетворення між газом, водою, вуглеводневими системами, доречно обмежити розлядом звичайних рядів вуглеводів. Природний газ, зв’язаний з нафтою в основному складається з перших шести членів парафінового ряду, крім того, у ньому можуть бути присутні невеликі кількості сірковмісних компонентів, що зустрічаються в ряді районів. Циклічні парафіни СnH2n.

Лекція № 4

Фізичні властивості і поводження нафтових і газових рідин

1. Властивості гірських порід. Проникність

2. Багатокомпонентні системи.

Загальні характеристики.

1. Проникність – фільтраційний параметр гірських порід, який характеризує її здатність допускати до вибою свердловин нафту, газ і воду. Абсолютно непроникних тіл у природі немає, однак при порівняно невеликих перепадах тиску у нафтових пластах багато порід з незначним розміром пор у яких проникність виявляється зовсім мало або є непроникним для рідин і газів (глини, сланці).

Пористість буває:

- первинна;

- вторинна.

Цього мало, щоб сказати, якого типу колектор. У різних пластах, зрізним типом тріщин, пори різні.

Під структурою порового простору розуміють характер розподілу пор по розмірам, конфігурації та взаємному розміщенні пор.

В процесі розробки нафтових і газових родовищ зустрічаються різні види фільтрації в пористому середовищі рідин чи газів або їхніх сумішей – спільний рух нафти, газу і води чи води і нафти, чи нафти і газу або тільки нафти чи газу при цьому пористість однієї і тієї ж фази пористого середовища для конкретної фаз в залежності від кількості і якості складу фаз у ній буде різною, тому для характеристики проникності порід нафтоутримуючих пластів в введенні поняття абсолютної, ефективної (фазової) і відносної проникності.

Проникність – це властивість порід пропускати через себе рідини і гази.

Проникність буває: абсолютна; відносна; фазова; відносно фазова.

Для характеристики фізичних властивостей порід використовують абсолютну проникність. Під абсолютною проникністю прийнято розуміти проникність пористого середовища, що визначається при наявності в ній лише однієї якоїсь фази хімічно інертної стосовно породи. Абсолютна проникність не залежить від властивості фільтрації рідини або газу і перепаду тисків, якщо немає взаємодії флюїдів з породою. На практиці рідини часто взаємодіють з породою (глини розбухають у воді, смоли забивають пори) тому для оцінки абсолютної проникності звичайно використовують повітря або газ, бо встановлено, що при русі рідин у пористому середовищі на її проникність впливають фізико-хімічні властивості рідин.

Фазовою називається проникність порід для даних рідин або газу при наявності в порах багатофазних систем. Значення її залежить не тільки від фізичних властивостей порід, але також від ступеня насичення порового простору рідинами або газом і від їхніх фізико-хімічних властивостей.

Відносною проникністю пористого середовища називається відношення фазової проникності цього середовища даної фази до абсолютної проникності. Відносна фазова проникність – це проникність фіктивного середовища, у якому рухається кілька фаз. Коефіцієнтом нафтонасичення називається відношення об’єму породи до об’єму пор.

Існує два головні методи вивчення будови пор: прямі і непрямі. Прямі: беремо зразок керну, робимо шліф, поміщаємо під мікроскопом і розглядаємо. Координаційне число – кількість дрібних капілярів на круглу форму, які ми бачимо через мікроскоп і визначаємо конфігурацію пор. Непрямі: пористе середовище схематизують у виді різних моделей.

2. Двокомпонентні системи, як правило, нафта і зв’язані з нею гази або вода, що є сумішшю багатьох індивідуальних вуглеводнів. Перш ніж приступити до кількісного розгляду чи інших властивостей в бінарній системі необхідно уточнити склад суміші – це відноситься не тільки до визначення кожного вуглеводневого елементу, але й до відносної кількості кожного з них в складній системі, останню можна виразити або у вагових, або у мульних концентраціях. Мульну концентрацію кожного компоненту можна представити, як відношення числа молей даного компоненту до загального числа молів всієї системи. Однією з важливих характеристик бінарної системи є зміна їхніх термодинамічних властивостей, залежно від складу, однак при вивченні впливу основних змінних тиск і температура, склад розглянутої бінарної системи повинен бути уточнений і збережений незмінним, однак нові якісні властивості, що виникають про переході до складних систем (багатокомпонентних), які зустрічаються в нафтовидобуванні незначні і нечисленні.

Кількісний опис багатокомпонентних систем вимагає значного розвитку більш простих методів. Першою задачею є уточнення і визначення даної вуглеводневої системи – це пов’язано з практичним обмеженням чи аналізом розкладання складних вуглеводневих систем. Проведення таких аналізів до фізично можливої межі часто нездійсненне, тому необхідно скористатися емпіричними наближеннями. При розгляді багатокомпонентних однорідних систем загального типу докладне поняття може дати графічну зміну складу, але в цілому не дає стовідсоткового складу.

Цілком можливо описати за допомогою основних властивостей багато фізичних характеристик звичайних сирих нафт і газів, а також зміни їхніх фаз. Склад фази можна виразити у відсотковому відношенні маси газу або нафти до рідини цим об’ємом. Звичайно розглядають газовий фактор, тобто обсяг газу, зв’язаний з видобуванням одиниці об’єму нафти.

Лекція №5.

Багатокомпонентні системи. Загальні характеристики.

1. Загальні характеристики багатокомпонентних систем.

2. Об’ємна зміна нафтогазових систем.

3. Фазові зміни складних вуглеводневих систем.

4. Поверхневі натяги рідин у нафтоносних пластах. В’язкість.

Нові якісні властивості, що виникають при переході від простих до складних багатокомпонентних систем, що зустрічаються при нафтовидобуванні, є численними.

Кількісний опис таких багатокомпонентних систем вимагає значного розвитку більш простих методів, що застосовують до простих сумішей. Первинною задачею є уточнення і визначення даної вуглеводневої системи – це зв’язано з практичним обмеженням чи аналізом розкладання складних вуглеводневих сумішей в окремі компоненти. Проведення таких аналізів до фізично можливих меж часто нездійсненні.

Якщо розкласти багатокомпонентну суміш, ми побачимо, що в ній крім нафти, газу і води присутні ще і інші компоненти: парафіни, асфальтени, сірка, смоли, сіль. Потрібно знати, що відкладення АСТВ є проблемою нафтовиків. Отже, як ми бачимо, вся структура видобування нафти залежить від багатьох факторів, колекторських властивостей, фізичних властивостей, методу видобутку.

Склад газової чи рідинної фази можна виразити у вагових чи мольних концентраціях індивідуальних вуглеводневих компонентів. Треба відмітити, що коли вуглеводнева система знаходиться цілком у газовій фазі під тиском і температурою не занадто близьким до критичних значень, то залежність тиск обсяг в цьому випадку залежить від коефіцієнта відхилення.

В принципі, всі властивості багатокомпонентних систем визначаються її складом, але для практичних задач на сьогодні немає простого і задовільного методу, щоб заздалегідь знати поводження системи в залежності від її складу, тому в ряді випадків самі основні властивості характеризують складні вуглеводневі рідини. Найбільш загальним параметром є щільність і середня молекулярна вага, що визначають основні властивості вуглеводневих рідин, наприклад, в’язкість, коефіцієнт теплового розширення і стискуваності міняються зі зміною цих параметрів. Так густина зростає, а стисливість зменшується, коефіцієнт теплового розширення і розчинність газу знижуються зі збільшенням щільності і середньої молекулярної ваги. Однак, кількісні характеристики подібних змін визначаються не тільки від вище перелічених коефіцієнтів. Наприклад, при впливі тиску і температури на фізичні властивості вуглеводневих рідин, зміна їх значніша, ніж зміна тільки щільності. Отже, щільність і питома вага нафти і газу змінюється із збільшенням тиску і температури, змінюється також і зміст газу, розчиненого у нафті. Не усі компоненти газу розчинені у однаковому ступені, а компоненти рідкої фази переходять у газову фазу також неоднаково. Добре відомо, що у звичайних вуглеводневих сумішах газу і сирої нафти, газ з підвищенням тиску містить менше важких компонентів. Окремі важливі риси двофазної зміни складу вуглеводневих сумішей, можна одержати найкраще, розглядаючи експериментальний матеріал.

2. Велика частина матеріалів з фізики пласта, тобто по фазовій зміні нафтогазових сумішей була отримана на дослідах з рекомбінацією газових і нафтових зв’язків, взятих з газонафтових покладів та в результаті вивчення об’ємної і фазової зміни, залежно від тиску чи температури, складу. Кількісне визначення подібних даних вимагає складного устаткування, ретельного і тривалого експерименту

На практиці часто необхідно зробити оцінку поводження рідини, коли відсутня можливість проведення такого аналізу через відсутність пробовідбірника. Щоб знайти поводження фази сухого газу, досить застосувати досвід, отриманий над природними системами „газ – сира нафта”. Оцінку можливо зробити по відомим тиску насичення і щільності сирої нафти. Якщо відомо крім цих даних, ще й аналіз газу, то усадка нафти може бути обчислена зі ще більшою точністю, тобто потрібно на підприємствах мати досконале устаткування.

3. У розглянутих методах підрахунку об’ємного поводження газових і нафтових систем, що мають різний ступінь наближення з використанням даних, які враховують природу(щільність сполук, розчиненого газу і загальних властивостей)щільність нафти. Проблемою залишається встановлення сполук газової і рідкої фаз і розподіл між ними різних компонентів складної вуглеводневої системи. Ця проблема, що не вирішена для інтервалів тисків і температур у районі критичних областей складених систем, якби вуглеводневі суміші підкорювалися закону розчинення і законам ідеального газу, цю проблему можна було б вирішити.

Лекція №6

Фізичні властивості колекторів

1. Будівля порового простору. Пористість і проникність колекторів.

2. Колекторські властивості тріщинуватих порід.

Рідина в гірських породах утримується між частинками. Порід абсолютно щільних, позбавлених проміжків між частками, не існує. Характер і розмір порожнеч залежить як від структури і мінерального складу порід, так і від тих процесів, яким вони піддаються. У зв’язку з цим, породи розрізняються по характеру і розмірам порожнеч, навіть, у межах одного невеликого зразка породи розмір окремих порожнеч коливається. Характер будівлі і розмір порожнеч дуже впливає на рух рідин і газу в нафтовому пласті і на величину витягу нафти з надр на денну поверхню.

Пори в гірських породах підрозділяються на великі (зверхкапілярні), дрібні (капілярні) та субкапілярні. Нафта звичайно утримується в капілярних порах. Сумарний обсяг усіх пор не залежно від їхнього типу називається повною або абсолютною пористістю.

Пористість нафтогазоносних порід має велике значення і її використовують при підрахунках запасів нафти, газу, води. Поряд з абсолютною пористістю розраховують також ефективну пористість порід, до ефективної пористості відносяться ті пори , що з’єднані одні з одними. Для промислової оцінки нафтоносної породи більший інтерес представляють саме ефективні пори, а не сума обсягів усіх пор.

Великими проміжками обумовлена так звана некапілярна свердловиноутворююча порода. Великі проміжки і порожнечі бувають пов’язані з наявністю каверн, каналів, тріщин та велико уламкових складників породи. Капілярні пори мають всі породи, навіть, граніт. У зверхкапілярних порах рух рідини відбувається під дією сили ваги. Зверхкапілярні пори настільки великі, що в них не може помітно підніматися і опускатися вода. Вода, що рухається в зверхкапілярних порах може набувати великої швидкості і приймати, навіть, вихровий стан.

У капілярних порах рідина знаходиться під дією міжмолекулярних сил притягання, як і між частинами рідини, так і між частками рідини і стінками пор. Для переміщення рідини по капілярним порам необхідне зусилля, що значно перевищують силу ваги. Розміри капілярних пор знаходяться в межах 0.5-0.0002 мм.

У субкапілярних порах міжмолекулярне притягання буде настільки велике, що для переміщення рідини потрібен надмірно високий перепад тиску, відсутній у пластових умовах. Практично по субкапілярних порах рідина не переміщується. Розміри субкапілярних пор менше 0.0002 мм, для круглих порожнеч 0.0001 мм. Слід зазначити, що ефективна пористість відрізняється від так званої динамічної пористості, тобто суми обсягу пор, по яких відбувається безперервний рух нафти в пласті. Нафта не може рухатися по субкапілярних каналам, не рухається також нафта, що прилягає до стінок порових каналів, тому динамічна пористість завжди менша ефективної. Таким чином умови руху рідини залежать від структури порових каналів, при чому значення має не тільки розмір і форма перетину, а також поверхня дотику нафти з породою.

Для характеристики ефективної пористості було запропоновано користуватися відношенням площі зайнятої рідиною до всієї площі. Однак породи, що володіють однією ефективною пористістю по різному пропускають через себе рідини, щоб охарактеризувати фільтраційні властивості порід, зв’язані їх структурними властивостями додатково користуються коефіцієнтом, який виражає відношення параметра відповідного циліндричного порового каналу, що стикається з рідиною прийнято характеризувати питомою поверхнею породи, під якою розуміється сумарна поверхня породи в одиниці її обсягу. Питома поверхня неоднорідної породи коливається в межах 50%,коли жодна з зазначених фракцій не перевищує другу.

Проникність порового середовища – здатність пропускати рідину або газ при перепаді тиску. Усі гірські породи мають пористість, а отже, і проникність. Однак, в умовах розробки нафтових і газових родовищ, практично фільтрація рідини або газу відбувається тільки на деяких породах, що служать колекторами нафти і газу і мають більш менш великі пори. Вважається, що нафта рухається до свердловини в основному по порах, розміри яких значно більші 1 мкм. Пори природних колекторів неоднорідні, тому і швидкість руху по окремим порам різна. Розглядаючи рух рідини через весь перетин породи, можна говорити про єдину умовну середню швидкість руху рідини або швидкість фільтрації. V=

2. внаслідок вдосконалення методів дослідження колекторів нафтових родовищ і нагромадження багатого промислового матеріалу в останні роки стало відомо, що в багатьох випадках у покладах колекторські властивості порід характеризуються не тільки звичайною між зерновою пористістю, але в значній мірі наявністю тріщин. Інколи ємність колектора і промислові запаси нафти в ньому визначаються переважно обсягом тріщин покладу, зв’язаного з тріщинуватим колектором присвячено здебільшого до щільних карбонатних порід, а в деяких районах теригенних відкладів. Пласти цих родовищ складені щільними породами, дуже часто не здатними фільтрувати через себе рідини, тобто маючим низьку між зернову проникність.

Разом з тим одержання значного припливу нафти до свердловини, що забезпечується наявністю тріщин, які пронизують цей колектор. Існують різні думки про те, що складає ємність теригенного колектора. Інколи ємність такого колектора визначається тільки обсягом тріщин. У більшості випадків вона обумовлена пошкодженням 3-х видів:

- між зерновим поровим простором( пористість 10%);

- кавернами і порожнечами, пористість, що складає порожнини цього виду характерна для карбонатних порід, де вона складає значну частину 13-15 % корисної ємності тріщинуватого колектора;

- простором самих тріщин, що складають тріщинну пористість. Порожнечі цього виду складають 10 і 100 часток % щодо обсягу тріщинуватої породи. Найчастіше тріщини грають роль шляхів фільтрації нафти і газу, що зв’язують між зерновий простір блоків, порожнечі каверн.

Виходячи з основних колекторських властивостей, що обумовлені ємністю в тріщинуватих колекторах. Останні (колектори) можна поділити на :

- кавернозного типу, присвячені в основному до карбонатних порід. Фільтрація рідин і газів у них здійснюється по мікро тріщинах, що з’єднують дрібні каверни.

- тріщинуватого типу, ємність колектора визначається в основному тріщинами. Фільтрація нафти і газу відбувається тільки системах мікро тріщин з розкриттям понад 5-10 мкм. Такі види колекторів мало поширені.

- Змішані, що представляють собою переходи по площі і по розрізу тріщинуватих чи кавернозних колекторів з нормальними. Дуже поширені колектори цього типу. Встановлено, що закономірності розвитку тріщинуватості гірських порід пов’язані з тектонікою і напрямком дислокації і тріщинуватості, як правило, виражена правильністю геометричних систем тріщин.

Лекція № 7

Фазова і відносна проникність

1. Умова фазової, відносної проникності.

2. Залежність проникності від пористості і розміри пор.

У природних умовах порожнечі порід колекторів нафти і газу заповнені нафтою, газом чи водою, тобто в них одночасно присутні 2 або 3 фази. При фільтрації сумішей, проникність породи для однієї якої-небудь фази менше, ніж її абсолютне значення. Дослідження показали, що фазова і відносна проникність для рідких фаз залежить від нафто-, газо- і водоносності рідин порового простору породи. Фізичні і фізико-хімічні властивості рідин і порового середовища, а також від градієнта тиску. Якщо частина пор зайнята якоюсь фазою, то ясно, що проникність породи для іншої фази стає меншою. Фазова проникність визначається в основному ступенем насиченості пор різними фазами. У умовах реальних покладів виникають різні види багатофазних потоків – рух суміші нафти і води, фільтрація рідини чи газований трифазний потік нафти, води, газу одночасно. Характер кожного з цих потоків вивчається експериментально.

Результати досліджень звичайно зображують у виді графіків залежності відносної проникності від ступеня насичення порового простору різними фазами (можна додати, як головного фактора, що визначає значну відносну проникність ). Ці залежності широко використовують у практиці розробки і експлуатації нафтових родовищ. Найпростіший їхній аналіз дозволяє зробити важливі висновки про закономірності припливу нафти, води, газу в свердловину. Вони використовуються при визначенні дебіту свердловин при прогнозуванні поводження пласта і режиму роботи пласта по мірі експлуатації покладу, при проектуванні процесу розробки родовища і рішення багатьох технологічних задач експлуатації нафтових, газових, газоконденсатних родовищ.

Рух суміші нафти і води :

Якщо розглядати залежність відносної проникності піску для нафти і води від насиченості порового простору водою, де нафта і вода фазової проникності. Наприклад, якщо в незцементованому піску міститься 20% води, відносна проникність до неї все ще буде рівна нулю, тобто вода є нерухомою фазою. Це пов’язано з тим, що при невеликій водонасиченості вода утримується в дрібних і тупикових порах, у вузьких місцях контактів зерен, що не беруть участь у фільтрації рідин, а також у виді нерухомих місцевих плівок, де мікро крапля розташовується на поверхні породи. У деякій частині пор вона все-таки міститься і тому фазова проникність по нафті незабаром після зміни водонасиченості знижується, якщо в порах знаходиться 30% зв’язаної води, то відношення проникності для нафти знижується у два рази. З цього випливає, що необхідно застосовувати міри для запобігання нафтових пластів і вибоїв свердловин від передчасного обводнення при проникненні в породу фільтрату бурового розчину підвищується водоносність в пласті в найбільш вузькій частині потоку (у при забійній зоні пласта). У результаті значно знижується відношення проникності порід для нафти і дебіт свердловин. Водяні фільтрати бурового розчину (не оброблені спеціальними речовинами) надзвичайно міцно утримуються породами внаслідок гідрофільних властивостей останніх і погано виділяються з пор пласта при освоєнні свердловин, тому з врахуванням фазової проникності, змочуваності і взаємодії фільтратів бурового розчину з породою складаються рецептури розчинів, що застосовуються для розкриття продуктивних пластів і фільтраційних властивостей.

Важливо відмітити, якщо водонасиченість піску становить приблизно 80 %, то відносна проникність для нафти дорівнюватиме нулю. При витісненні нафти водою з незцементованих пісків залишкова нафтонасиченість складає не менше 20 %, а у піщаниках ще більше. Нафта у такому випадку міцно утримується в породі капілярними та іншими силами.

Зміна фізико-хімічних властивостей рідин впливає на рух фаз. Наприклад, відомо, що зі зменшенням поверхневого натягу на розділі нафта-вода знижується капілярний тиск і збільшується рухливість нафти і води, в результаті чого збільшується відносна проникність породи для рідини.

Рух суміші води, нафти і газу в порових середовищах

Експериментально вивчено потік при одночасному змісті в пористому середовищі нафти, води і газу. Дослідами встановлено, що у залежності від об’єму насичення порового простору різними компонентами можливий одно- , дво- , трифазний рух. Для порід незначної проникності, вплив на співвідношення в’язкостей нафти і води досліджений недостатньо. Кількісно мало вивчена також залежність відносної проникності від інших властивостей в пластових системах і умов витіснення.

Зміни відносної проникності від цих факторів можна встановити виходячи з особливостей, що при цьому виникають у процесі руху суміші води і нафти. Якщо зі зміною якоїсь властивості в системі підвищилася рухливість сумішей нафти і води, зменшиться ”прилипаємість” рідин до стінок порових каналів і опір середнього потоку, то відносні проникності пористого середовища для нафти і води зростуть, тобто зміни властивостей площин систем, що супроводжуються погіршенням умов фільтрації фаз приводить до зменшення відносних проникностей породи для нафти і води. Зі зменшенням проникності збільшується сумарна поверхня порових каналів, з чого слідує, що вод, яка найчастіше змочує поверхні породи краще, ніж нафта почне фільтруватися в пористому середовищі зі зниженням проникності при великих значеннях водонасиченості.

Залежність проникності від форми і розмірів пор. Рух суміші рідини і газу.

У залежності від відносної проникності для води і газу від насиченості рідинного порового простору пісків знаходиться в аналогічній залежності від піщаників і пористих вапняків. Нам відомо, що при зміні у поровому просторі незцементованих пісків і вапняків до 30 %, а піщаників 60%, то відносна проникність для рідкої фази рівна нулю, а відносна проникність для газу 0,6 для пісків і вапняків, 0,3 для піщаних. Рідина із підвищенням її змісту у пористому середовищі спочатку майже не впливає на фільтрацію газу, з цього можна зробити висновок, що при змісті рідини у порах 30-60 % від обсягу пор з пласта можна добувати чистий газ.

Проникність пористого середовища залежить від розмірів порових каналів, з яких складається поровий простір, тому вивченню структури будівлі і розмірів пор приділяється велика увага.

Пористість зразка можна представити у вигляді відносної площі пор до площі всього зразка в будь-якому перерізі. У цьому випадку пористість оцінюються за допомогою методів заснованих на вимірі площ під мікроскопами, визначають співвідношення цих площ по водографіях. Для контрастності, при вивченні ступеня взаємозв’язку пор, останні заповнюють пофарбованими чи заповненими парафіном частинками. Сумарна поверхня пор чи часток каналів, що містяться в одиниці об’єму, залежно від ступеня дисперсності часток, з яких воно складається. Проникність, адсорбційна здатність, зміст залишкової води та ін. залежать від питомої поверхні нафтоносних порід. Об’ємні властивості порід (в’язкість, щільність) обумовлені діями молекул, тому у грубозернистих породах з відносно невеликою питомою поверхнею, що знаходиться в середині обсягу рідини. Якщо пористе середовище має велику питому поверхню, то число поверхневих молекул зростає і стає порівняним з об’ємом молекул, тому поверхневі явища в мало проникних породах можуть зробити значний вплив на процес фільтрації рідини, ніж у грубозернистій. Таким чином питома поверхня – одна з найважливіших характеристик гірської породи. Слід зазначити, що незважаючи на вдавану простоту величину питомої поверхні дуже складно визначити. Річ у тому, що пори в пористому середовищі представлені каналами, розмірами від десятків до сотень міліметрів по діаметру до розмірів молекул. Питома поверхня глинистих адсорбентів, що впливають на процес адсорбції, не дає для даної пористої речовини визначене значення, а залежить від розміру адсорбованих молекул, тільки для молекул, що мають однаковий розмір, можна по дослідним даним одержати близьке значення питомих поверхонь того ж адсорбенту.

Крім згаданих засобів визначення питомої поверхні породи (по їх гранулометричному складу, пористості, проникності) існують наступні способи оцінки цього параметру : фільтраційний – заснований на вимірі опору, впливу через пористе тіло, розріджене повітря, адсорбція.

2. Існує два основних методи вивчення будови пор :

- прямий;

- непрямий.

При вивченні будови пор прямим методом беремо зразок керну, робимо шліф, поміщаємо під мікроскоп і розглядаємо. Існуючі програми дозволяють визначити конфігурацію пор. При вивченні непрямим методом – пористе середовище схематизують у вигляді різних правил, методів (основи фізики деформації).

Гірський тиск – це сили, що діють на поклад у його природному заляганні; це сили, що обумовлені вагами вище розташованих пластів, тектонічним рухом, тиском газів. Гірському тиску протидіє напруга. Напруга буває : плоска, лінійна, об’ємна.

Напруги поділяються на : первинні (геологічні), вторинні (виникають при розробці покладу). Напруга виникає на контактах зерен – концентрація напруг. Коефіцієнт концентрації напруг – максимум напруг, стосовно бічних значень напруг. Деформація характеризує здатність об’єкта змінювати форму і розміри. Деформація буває : лінійна, об’ємна, зрушена. Пружність покладу – здатність покладу чинити опір зміні розмірів тіла і його форми при дії навантаження. Температура покладу змінює тип деформації.

Гірські породи бувають : пружні крихкі і пружні пластичні. Характерна риса більшої частини колекторів – шаруватість їхньої будови і зміна в усіх напрямках властивостей порід, товщини пластів і інших параметрів.

Фільтраційні і колекторські властивості порід нафтових і газових покладів характеризуються такими основними сімома показниками :

1) гранулометричним (механічний склад порід);

2) пористістю;

3) проникністю;

4) капілярними властивостями;

5) питомою поверхнею;

6) механічними властивостями (пружність, пластичність, опір розриву);

7) насиченістю порід водою, нафтою і газом.

Для характеристики пружності порід існує узагальнюючий закон Гука. Для шаруватого середовища існує аксіома: чим більша пористість, тим менші значення деформаційних параметрів. Так само впливає і структура пор.

Згадані властивості порід (їх існує 7, див. вище) знаходяться в тісній залежності від хімічного складу, структурних і текстурних їхніх особливостей. Структура породи визначається розміром і формою зерен.

Лекція №8

Системи зі сталим впливом неоднорідності рідин. Коефіцієнт продуктивності.

1. Лінійні системи.

2. Одно- , дво- та трифазні системи.

Рідиною називається фізичне тіло, яке має дві відрізняючи одна від одної властивості :

1) незначно змінює свій об’єм при зміні тиску і температури (в цьому випадку рідина схожа з твердим тілом );

2) має текучість таку, що завдяки цьому не має своєї форми, бо приймає форму посудини, в якій знаходиться (в цьому рідина схожа з газом ).

При аналітичному дослідженні використовується поняття ідеальної рідини, що характеризується : повною відсутністю в’язкості, сил тертя при русі; абсолютною нестисливістю.

З фізичної точки зору, сталий плин неоднорідної рідини в продуктивних пластах фактично ніколи не зустрічається. Власне кажучи, механізм нафтовіддачі являє собою безупинну зміну об’ємних змістів у дренуючій області. Витягнута нафта заміщається по необхідності водою чи газом. У міру добору нафти, середня насиченість нею розробленого пласта поступово зменшується. За винятком, коли нафтовіддачі відбувається в результаті розширення пластової рідини. У той же час зростає насичення пласта фазою, що витісняє водою чи газом або обома агентами разом. Теоретичний розпад сталого стану систем багатофазної рідини ми і будемо розглядати в лекції. Як було зазначено, строгий аналіз системи, що міняється у часі, фактично не можливий через складне рішення нелінійних рівнянь. Ця обставина не дає можливості прийняти сталий плин аналогічної даній системі, практично її еквівалент. Замість кількісного рішення задач про перехідний етап аналоги дають ключ до якісного тлумачення і розуміння походження відповідних систем, дають фізичну картину явищ, пов’язаних з впливом відповідної рідини, за допомогою якої можна уявити собі основні характеристики. Здебільшого сталі прототипи являють собою фізично розумні наближення до відповідних несталих систем, що зустрічаються на практиці. Зрозуміло різні коливання рівня в пласті, що випливають за штучною зміною швидкого добору нафти, не можуть розглядатися з таким наближенням. Однак динамічні умови у вибої свердловини, коли тиск чи дебіт фонтанування може мінятися лише в результаті зміни, що пройшли в пласті в цілому повинні бути відомі для практичного застосування і повинні бути представлені послідовністю сталих станів.

Лінійні системи не мають безпосереднього практичного аналога в розроблюваних пластах, але вони ілюструють природу багатофазного впливу в його найбільш простому виді. Наприклад, до поверхні стоку градієнт тиску зростає завдяки збільшенню в’язкості зі збільшенням температури і тиску, що взагалі спостерігається для нафт, насичених газом. Можна сказати, що зменшення проникності з наближенням до області зменшення тиску приводить до ще більшого зростання градієнту тиску. Відомо, що у лінійних системах однорідної рідини, градієнт тиску однорідний.

1.1 Радіальний вплив. Нерухома водяна фаза.

Дебіти різних фаз прямо пропорційні довжині прохідного шляху, але вони не прямо пропорційні загальному перепаду тиску. Якщо водяна фаза рухлива, то відомо, що проникність для води повинна зменшуватися по шляху плину швидше, ніж для нафти. У промисловій практиці продуктивна експлуатація свердловин оцінюється дебітом нафти на одиницю падіння тиску. Добовий дебіт нафти оцінюється у тонах чи м , що приходяться на одну атмосферу падіння тиску і називається коефіцієнтом продуктивності. У цьому випадку не враховується можлива зміна коефіцієнта продуктивності з перепадом тиску. Згідно з вищевказаним коефіцієнт продуктивності повинен зменшуватися зі збільшенням перепаду тиску, але для надання теоретичних значень терміну про коефіцієнт продуктивності необхідно уточнити умови виміру. Зручним і простим обмеженням для єдиного значення коефіцієнта продуктивності є вимога, щоб він виражав граничні умови нульового перепаду тиску.

1.2 Роздільний вплив двофазних рідин. Відсутність впливу вільного газу.

Відсутність впливу вільного газу в системі з багатофазними рідинами означає, що в них немає фазової насиченості вільним газом або в усій системі воно не перевищує рівноважного значення. Однак остання умова не може зберігатися при сталому впливі. Зрозуміло по перехідних умовах розвитку рівноважного насичення вільним газом від останнього відсутні в системі рівноважного насичення газом. Характеристики систем зі сталим впливом нафта – вода визначаються водонафтовим фактором, зв’язаним співвідношенням проникностей або підраховуючи тиск. Фактично через те, що тиски повинні всюди перевищувати точку насичення, можна вважати, що коефіцієнт залежить від тиску, щоб показувати важливість зміни водонафтового фактора за розподілом рідин необхідно розглянути співвідношення проникності.

1.3 Радіальний трифазний плин.

В принципі радіальний трифазний плин діє за умовами двофазного, але має окремі обчислення, що є набагато складнішими і які вимагають знання всієї системи : проникності, насичення.

1.4 Коефіцієнт продуктивності.

З практичної точки зору коефіцієнт продуктивності є безпосереднім критерієм продуктивної здатності нафтового покладу, але теоретично залежить від факторів, що часто не представляються можливими, щоб дати кількісне пояснення специфічної чисельності значень відомими фізичними параметрами, які він має. Коефіцієнт продуктивності – це відношення дебіту м / добу до падіння тиску в атмосферах. Необхідно визнати, що строго однофазних систем у природі не інує.

1.5 Промислові виміри коефіцієнта продуктивності.

Промисловий досвід по визначенню коефіцієнта продуктивності, визначив, що це питання не ясне, як і його теоретичний стан можна привести багато випадків дійсного коефіцієнта продуктивності від розрахованого по поточному дебіту. У окремих випадках можна пояснити не нормальне поводження коефіцієнта продуктивності, аналізуючи відповідні спостереження по коливанню газового фактора, тривалість експерименту та ін. але в загальному дати оцінку коефіцієнту продуктивності з неемпіричної і порівняльної точки зору важко. Вся проблема вимірів у незадовільній фізичній основі. Процедура визначення коефіцієнта продуктивності дає тільки засіб для порівняльної оцінки окремих пластів і пластів з погляду можливої продуктивності і добору нафти.

Лекція № 9

Загальна механіка пласта.

1. Види пластової енергії і механізм нафтовіддачі.

2. Загальна характеристика режимів нафтоносних покладів.

3. Енергія води.

1. Загальний режим нафтоносності підземних резервуарів визначається в значній мірі характером енергії, необхідної для переміщення нафти до вибою свердловини і способом її використання в процесі нафтовидобутку. Ці контролюючі фактори визначають в свою чергу в інших змінних, наприклад, структурні умови покладу, характером нафти, розчиненістю газу у нафті, пропускною здатністю породи, рухливістю нафти у пластах, якщо є 2 або більше пластів. Швидкість добору нафти, газу, води, на практиці не часто зустрічаються умови, коли можливо прослідкувати нафтовий поклад протягом всього процесу його розробки, за допомогою одного якогось типу механізму нафтовіддачі. Разом з тим встановлюється подібність механізмів, необхідних для класифікації головних факторів, що впливають на окрему або в режимі комбінації на дослідження покладу. Головними типами енергії, що застосовується у нафтовіддачі є : стискуваність нафти і води у середині продуктивного пласта породи колектора; гравітаційна енергія нафти у верхніх пластах покладу, порівняно з енергією на його зануренні; пружність стиснутого і розчиненого газу у воді (та нафті) в середині продуктивного пласту чи зонах вільного газу, що лежать поверх обрію, насиченого нафтою; пружний стиск води в покладах, що спілкується з нафтовим резервуаром.

Звільнення цих видів енергії здійснюється в результаті експлуатації пробурених свердловин, енергія витрачається на дію сил чи тисків у напрямку областей з більш низьким змістом енергії чи тиску. Ці сили необхідні для подолання опору породи, плину рідини, що переміщується до експлуатаційних свердловин. Робота, що проробляється цими силами пояснює втрату енергії в середині пласта між початковим і кінцевим станом (у вибої свердловини) рідин, що беруть участь у процесі нафтовіддачі. Енергія стиску нафти і води всередині покладу виявляється в пружному розширенні цих рідин, розсіювання тиску, утримуючого рідину в стисненому стані та ін.

Гравітаційна енергія діє масовою силою ваги на різні фази рідини прямо пропорційно їхньої щільності, прагнучи перемістити їх на більш низькі рівні горизонту. Різна дія сил ваги на газову і більш рідкі фази викликає відносно залишкову силу, спрямовану вгору чи „плавучість” газової фази, а також прагнення до поділу пластових вуглеводневих рідин на дві фази.

Енергія газу, розчиненого у нафті виявляється у тому, що газ звільняється з розчину і розширюється на місці чи переходить в область зі зниженим тиском , що оточують експлуатаційні свердловини, внаслідок розчинення обсягу газової фази, цей процес приводить безпосередньо до виштовхування рівноцінного обсягу нафти, що тече крізь породу до свердловин, супроводжується газом, що рухається і нарешті, енергія стиску в пластах, що примикають один до одного використовується для переміщення нафти до свердловини подібно пружній енергії самої нафти.

Крім перерахованих видів енергії, що регулюють режим розробки підземних резервуарів, необхідно визначити для роботи ще 2 енергії : це диференційна енергія внутрішніх поверхонь пористого середовища для різних рідких фаз, при сприятливих умовах вона може викликати плин і зміну розподілу рідин між різними областями колектора, навіть, в умовах, коли інші види енергії не приймають активну участь у цьому процесі, (наприклад, якщо мало проникна щільна частина породи з високим нафтонасиченням переходить в область з грубозернистою структурою, але зростає водонасичення, то у воді звичайно спостерігається тенденція перетікати в менш проникну породу, не залежно від дії гравітаційних сил і тиску, у цьому випадку передбачається, що порода змочується переважно водою). Нарешті джерело енергії, що в принципі, може грати деяку роль у нафтовіддачі є пружний стиск самої породи. У всіх відомих родовищах у пластових нафтах міститься розчинений газ. Приведений розбір показує, що підземний резервуар з газовим режимом представляє поклад, у якому головне джерело енергії необхідне для створення плину нафти в напрямку до експлуатаційної свердловини зв’язано з газом, розчиненим у нафті чи, що зібралася у зоні вільного газу, що може залягати поверх покладу, насиченого нафтою.

3. Режим роботи нафтового покладу представляє складний процес зміни різних фізичних параметрів, що описують його сьогоднішнє і минуле поводження. Головним показником, що визначає стан покладу є час з початку його розробки чи значення його сумарної нафтовіддачі. Головне значення звичайно має більш істотну цінність для родовищ з газовою енергією. Для родовищ з гідравлічною енергією переміна часу цілком входить в опис короткочасних перехідних станів і загальною не сталого режиму роботи покладу. Однак, для деяких цілей має сенс використовувати сумарну нафтовіддачу, що визначає стан виснаження покладу, навіть у родовищах з гідравлічною енергією. Характеристики покладу, зміна яких із сумарною нафтовіддачею чи часом складає його опис режиму, на що впливають : тиск, величина газового фактору, добір води, рух водонафтового контакту чи утворених розширенням газових шапок.

З фізичної точки зору не потрібно доказів, що середній пластовий тиск повинен зменшуватися від свого первинного значення, коли відбувається добір нафти чи газу з пласта. Відібрані нафта і газ повинні бути заміщені відповідним обсягом, що може відбуватися в результаті :розширення залишкової нафти чи води в середині нафтового покладу; утворення фази вільного газу; розширення існуючої фази вільного газу; перетік води в нафтову зону.

Загальна механіка пласта ( Частина ІІ)

1. Енергія води.

2. Енергія газу.

3. Основи матеріального балансу.

Термін „повне заміщення водою” використовується на практиці для позначення механізму нафтовіддачі. ГОСТ, яким користуються при роботі з керновими матеріалами : ГОСТ 26450.0 – 85 - ГОСТ 26450.2 – 85. Цей стандарт розповсюджується на гірські породи, насичені в природних умовах нафтою, газом, водою і встановлює загальні вимоги відбору і підготовки зразків та перелік основного обладнання для виявлення колекторських властивостей : коефіцієнта відкритої пористості і коефіцієнта абсолютної газопроникності при стаціонарній і нестаціонарній фільтрації. При якому швидкість припливу води в нафтовий поклад, власне кажучи, буде рівна швидкості об’ємного добору чистої нафти чи газу. Це формулювання не означає припинення падіння пластового тиску, якщо встановиться об’ємна рівність між швидкістю добору нафти і газу та впровадження води. Навпаки, тиск може падати протягом всього процесу розробки покладу, навіть якщо швидкість надходження води весь час буде6 рівна об’ємним доборам вуглеводнів з пласта. Причина цього явища : для збереження швидкості припливу, викликаного розширенням води у водоносній зоні і рівний швидкості добору пластової рідини з продуктивного пласту. Тиск на водонафтовому контакті повинен знижуватися. При такому зниженні тиску рідини в середині нафтового покладу поклад також розширюється і забезпечує заміщення добору. Протягом всього процесу розробки розширення пластової рідини, в порівнянні з безпосереднім надходженням води у продуктивний пласт звичайно на стільки велика, що вся система може бути описана як працююча в умовах повного заміщення нафти водою. Механічне витіснення водою звичайно веде до повільного зниження пластового тиску з ростом сумарної нафтовіддачі після первісного швидкого падіння, необхідного для встановлення градієнту тиску, що викликає надходження води в продуктивну зону. Стабілізація тиску поточних дебітів є визначеним доказом режиму повного заміщення на воду. Якщо середній пластовий тиск зростає зі зниженням темпу добору нафти тимчасовим закриттям родовища, то можна встановити надходження води в продуктивний пласт, коли впровадження води є основним механізмом нафтовіддачі, тиск пласта стає чутливим до зміни темпу добору нафти, але коли темп добору з пласта безупинно зростає, механізм витіснення водою в кінцевому рахунку перестає діяти. Падіння пластового тиску викликає механізм нафтовіддачі, зв’язаний з виділенням газу з розчину. При ефективному напорі води пластовий тиск після початкових перехідних станів знижується повільно, якщо взагалі знижується, а ріст фази вільного газу гальмується чи затримується. У результаті газовий фактор залишається в основному постійним, доки продовжується видобування нафти. Коли нафта недонасичена газом, що характерно для водонапірних систем, величина газового фактора залишається сумарною нафтовіддачі протягом всієї розробки пласта.

З фізичної точки зору не потрібно доказів, що середній пластовий тиск повинен зменшуватися від свого первинного значення, коли відбувався добір нафти чи газу з пласта. Відбір нафти і газу з пласта повинен бути заміщений відповідними обсягами рідини, що може відбуватися так : в результаті розширення залишкової нафти чи води в середині нафтового покладу; утворенням фази вільного газу, внаслідок розширення існуючої фази вільного газу; впровадження води в нафтову зону ззовні (будь-який з цих процесів або сполучені можуть створити заміщення відібраного обсягу нафти чи газу, але усі вони вимагають зниження пластового тиску з початкової величини ). Важливою властивістю падіння пластового тиску є його величина, реакція на швидкість нафтовіддачі і характеризує його зміни стосовно сумарного ефекту нафтовіддачі. Реакція пластового тиску на тривалість нафтовіддачі чи зміна швидкості добору дають кращі вказівки на механізм нафтовіддачі. Головним критерієм класифікації поводження пласту є механізм, що визначає безпосередньо поточний режим роботи пласту, а не кінцева нафтовіддача. Загальна мета розробки нафтового родовища це отримання максимального нафтовидобутку при мінімальній вартості нафти. Сумарна нафтовіддача не може бути визначена заздалегідь не залежно від режиму роботи пласта. Абсолютна величина сумарного нафтовидобутку для кожного механізму нафтовіддачі, отриманої при інших механізмах роботи пласта. Дані по видобутку, тиск, величина газового фактору зібрані за час снування розробки родовища, скоріше відбивають поточні місцеві процеси, переміщення нафти на продуктивній площі, ніж такі фактори : вторгнення крайової води чи дренування під силою ваги, що в кінцевому рахунку визначає кінцеву нафтовіддачу.

2. Енергія газу.

У родовищах з газовою енергією основне джерело її, що витісняє нафту з пласта, полягає в газовій фазі, тобто відібрана нафта заміщується газом, якщо насичений нафтою пласт спочатку знаходиться в контакті з зоною вільного газу і розширюється в міру добору нафти, то подібний механізм називається газонапірним, ніж механізм витіснення нафти газом. Якщо газової шапки не існує, а фаза вільного газу утворена в результаті падіння пластового тиску і виділення розчиненого газу і залишиться в середині нафтової зони, то механізм нафтовіддачі отримав назву „режим розчиненого газу ” чи виснаження внутрішньої газової енергії.

Лекція № 10

Нафтові пласти з газовими режимами

1. Введення.

2. Основні рівняння процесів у пластах у режимі розчиненого газу.

3. Початкове падіння газового фактору.

4. Вплив властивостей пластових рідин і порід на процес нафтовіддачі в підземних резервуарах при режимі розчиненого газу.

1. Велика частина виснажених родо

⇐ Предыдущая 33 34 35 36 373839 40 41 42 Следующая ⇒