Инфоурок Физика ТестыОтветы по физике на экзамен

Ответы по физике на экзамен

Скачать материал

 

1. Физические свойства нефтегазового пласта, принципы их определения и области использования.

        Нефтегазовый пласт – это сложная многопараметрическая система, насыщенная различными фазами и имеющая свойства, способные изменяться во времени

Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и природными физическими полями.

Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями.

Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное, радиационное и др.

Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции

Технологическое свойство пласта – его реакция на технологическое воздействие. К таким свойствам относятся: буримость (скорость разбуривания), проницаемость и проч.

Методы изучения пласта.

1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Методы изучения физических свойств пласта:

  1. Анализ керна из разведочных скважин.
  2. Скважинные геофизические исследования (каротаж).
  3. Межскважинные геофизические исследования.
  4. Скважинные гидродинамические исследования.
  5. Межскважинные гидродинамические исследования.
  6. Литолофациальный анализ

 

2. Характеристика структурно-текстурного строения нефтегазового пласта.

Различают слоистую и литологическую неоднородность.

 

 

 

 


Классифицируется на:

 

 

 

 

 

 

 

 

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а так же по взаимному расположению пор относительно друг друга. Определяет возможность движения флюида в пласте и характеризуется однородностью.

Структурно-текстурной неоднородностью характеризуется неоднородность скелета породы.

В зависимости от структуры пласта можно различить:

Ø  псафитовую(>2 мм)

Ø  псаммитовую(0,1-2 мм)

Ø  алевритовую(0,01-0,1 мм)

Ø  пелитовую( менее 0,01 мм)

Текстура указывает на слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное расположение цемента

Уровни неоднородности.

 

a         Уровни атомов и ионов                                        0.5×10-4¼2×10-4 мкм

b        Уровень молекул                                                   10-4¼10-3 мкм

c         Моно- и полимолекулярные слои                        10-4¼10-1 мкм

d        Поры, заполненные жидкостью или газом         10-4¼103 мкм

e         Зёрна скелета                                                         10-3¼105 мкм

f          Полости выщелачивания/каверны                       102¼107 мкм

g        Прослои, линзы, включения                                 103¼107 мкм 

 

3. Коллектора нефти и газа и их свойства.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа – его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные.

Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.

Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами

 

 

4. Физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта.

Физико-технологическое свойство – это реакция пласта на технологическое воздействие (буримость, проницаемость).

Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и природными физическими полями.

Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями.

Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное, радиационное и др.

Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции.

Основные физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта и покрышки; области их использования.

Физические:

·         Механические

·         Термодинамические

·         Акустические

·         капилярные

Физико-технологические

·         Буримость породы

·         проницаемость

 

 

5. Минералогический и гранулометрический состав нефтегазового пласта.

Гранулометрический анализ - анализ гранул (частиц), из которых состоит пласт.

Гранулометрический состав – массовое содержание (количество) в породе частиц определённой крупности (размера).

Степень неоднородности пород характеризуется показателем. Чем хуже коллекторские свойства, тем больше у него будет разброс по диаметрам.

 

По размерам гранул породы делятся как:

1)      дресва (гравий, дресвяник, гравелит) – 2-10 мм;

2)      песок, песчаник – 0.1-2 мм;

3)      алеврит, алевролит – 0.01-0.1 мм;

4)      глина, аргиллит<0.01 мм – пелитовая структура.

 


SМ, %

      60

                     10

                    0          d10       d60     lg d

 

Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа.

Данные микроскопического изучения предпочтительны, т.к. пласт сохраняет свою природную структуру. Данные ситового и седиментационного анализа предполагают нарушения природной структуры пласта.                   

В процессе дезинтеграции появляются обломки не характерные для природного состава породы (более крупные частицы).

После дезинтеграции частицы пропускают через сита разного диаметра. С помощью чего определяется количество частиц определённого размера.

Как правило используются для определения частиц размеров от 0.05 и более миллиметров.

Для этого берутся стандартные наборы сит: 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0.5; 0.25 мм.

Все частицы, которые меньше 0.05 мм исследуются с помощью седиментационного анализа. Он основан на закономерностях осаждения частиц в водной среде. Для этого используется формула Стокса. Она справедлива для частиц правильной, шарообразной формы, размером 0.1¼0.01 мм. Эта формула связывает скорость осаждения с диаметром частиц и плотностью:

v=(g×d2/(18×n))×(rп/rж – 1),

где d – диаметр частиц,

n - кинематическая вязкость

rп – плотность породы

rж – плотность жидкости

v – скорость осаждения.

Частицы, размером менее 0.01 мм не подчиняются этому закону.

                                                                                              

6. Структура внутрипорового пространства нефтегазового пласта.

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а также по взаимному расположению пор относительно друг друга.

Координационное число – количество капилляров, подходящих к одной крупной поре

 

 

 

Если rп>>rк, то такие поры будут вести себя как непроточные.

Крупные поры отвечают за запасы, капилляры – за извлечение, поэтому при определённом соотношении запасы будут трудноизвлекаемы.

 

  Поры  

 


                  Проточные                                                   Тупиковые

 

 

 

 


Типы пор:

ü  хорошо отсортированный песчаник

ü  плохо отсортированный песчаник

ü  глина, содержащая замкнутые поры

ü  трещинный тип

ü  кавернозный тип

   Первичные поры по форме могут быть различной конфигурации, в зависимости от гранулометрического состава:

1)       ромбоидальной формы (это в основном высокопористые, открытопористые, хорошо окатанные песчаники)

2)       тетраэдральной формы (это спрессованные песчаники)

3)       трещиноватые (глины, слюды и др.)

Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на:

1)           щелевидные

2)           каверновые

1.    Сверхкапиллярные поры с . Через такие поры хорошо фильтруются нефть, газ, вода; для них нехарактерны эффекты на границе фаз.

2.    Капиллярные поры с . Такие поры проявляют эффекты межфазного взаимодействия, фильтрация в них затруднена.

3.    Субкапиллярные поры с . Взаимодействие между твёрдой фазой и флюидом распространяется на всю пору. Для таких пор характерно явление начального градиента давления.

4.      Микропоры с . Через такие поры флюид практически не фильтруется.

7. Пористость нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие.

Пористость – способность содержать пустоты.

коэффициентом общей пористости - доля любых пор в единице объема

 

(vгр+vтрещ+vкав)/vобщ=kп=kп.гр+kп.тр+kп.кав

 

коэффициент открытой пористости – доля сообщающихся пор

kо.п.=vотк.пор/vобщ

 

коэффициент нефтегазонасыщения – доля пор содержащих нефть или газ

kн.г.=vн.г./vпор

 

 эффективная пористость

kэф.=kо.п.×kн.г.

 

 динамической пористостимера, характеризующая полезную емкость пласта

kдинам.п.=kо.п.×(kн – kо.н.н.),

где  kн – коэффициент нефтенасыщения

kо.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения

 

 

8. Гранулярные трещинные и кавернозные пласты.

                                                              Коллекторы делятся на

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


9. Понятие проницаемости, законы однофазной фильтрации и области использования проницаемости.

Проницаемостьплощадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.

Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают прони­цаемостью

 Абсолютная проницаемость - прони­цаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолют­ная проницаемость характеризует только свойства самой поро­ды и не должна зависеть от физико-химических свойств филь­трующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовая (эффективная) проницаемость - прони­цаемость горной породы для одной фазы при наличии или дви­жении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера меж­молекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.                                kпр.а. ³ kпр.ф.

 

Относительная фазовая проницаемость – это отношение фазовой проницаемости к абсолютной

 

 

Закон Дарси

Скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости:

 

v=(1/m)×k×Dр/DL

 Dрградиент давления

                                                                        DL – длина образца

                                                                             k – коэффициент пропорциональности – способность пористой                  среды реагировать на изменение давления/фильтрации. Иначе, коэффициент проницаемости.

 

Закон Дарси используется для определении как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

v=Q/F, т.е.           kпр=Q×m×DL/(Dр×F),

.

[kпр]=[(м3/с)×(Па×с)×м/((Па)×2))]=[м2]

 

 10. Удельная поверхность нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие, области использования.

Удельная поверхность породы - величина суммарной поверхности частиц, приходящейся на единицу объема образца.

От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной воды, адсорбционная способность и т. д. Если пористая среда имеет большую удельную поверхность, то число поверхностных молекул жидкости возрастает и становится сравнивым с числом объемных молекул. Поэтому поверхностно-молекулярные явления в малопроницаемой породе могут оказать более существенное влияние на процесс фильтрации жидкости, чем в высокопроницаемых породах.

Взаимосвязь между объёмной и массовой удельной поверхностью выражается следующим образом:

Sп=Sтв×sтв ×(1 – kп.),

где Sтв – массовая удельная поверхность

Sп  - объёмная удельная поверхность

sтв – плотность породы

Способы определения.

1.      разрушение породы (теряется структура);

2.      шлиф;

3.      используя породу как адсорбент, можно исследовать площадь адсорбции.

Sтв=Q/(m×s);  s=3×10-7¼17×10-7 г×экв/м2,

где   Q- количество адсорбируемого вещества;

             s- количество вещества в монослое;

             m- масса вещества.

 

11. Обобщенный закон Дарси, понятие фазовой проницаемости, коэффициенты ее характеризующие и область применения.

Qн= (k0×/mн) ×fн(S) ×grаd (Рн)

Qв= (k0/mв) ×fв(S)×grаd (Рв)

k0 – абсолютная проницаемость пласта.

Рн = Рв – Рк,  где Рк – капиллярное давление.

Капиллярное давление свойственно системе, состоящей, по крайней мере, из трёх фаз.

Рк=2×s×соsq/rк,

где    соsq - косинус угла смачивания;

  s - поверхность натяжения.         

 

Относительная фазовая проницаемость.

 fн=kн/kа

fв=kв/kа

Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.

Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом:

kпф=kп×kн.н.           kвф=kп×(1 – kн.н.)

Они зависят от степени нефтенасыщенности:

kн.н.=1 – kв(Sв)

 

Фазовая проницаемость зависит от степени водонасыщенности:

fв=¦(Sв)

Каждая фаза движется по своей системе пор и не влияет на другую.


                                                                                  

                                        

                                                                    в 100%                                      г 100%

1 график. S1– точка, где вода теряет свою  сплошность (образуются капли). В ней минимальная насыщенность водой. Проницаемость от 0 до   S  равна 0.

Начиная с S водяная фаза преодолевает порог перколяции, образуя фазу.

S2 - точка, где нефть/газ перестаёт двигаться. В ней максимальная водонасыщенность. Нефть в объёме пор находится в связанном состоянии. 

Sос=(1-S2) – характеризует долю нефти/газа, которые неподвижны – остаточная нефтенасыщенность.

В обоих случаях f<1.

0 – точка равенства проницаемостей по нефти и по воде.

Т.е. фазовая проницаемость характеризует фильтрационную способность пласта в присутствии другой фазы.

Чтобы рассматривать насыщенность только в области, где существуют обе фазы, берут приведённую насыщенность.

s=(Sв–S1)/(1–S1–(1-S2))=(Sв-S1)/(S2 –S1)

 

2 график. В заштрихованной области могут двигаться все три фазы. Трёхфазное насыщение представляет неблагоприятную обстановку для разработки месторождения. Если в процессе фильтрации выделяется третья фаза, то она мешает первым двум фазам двигаться по поровому пространству, вследствие чего ухудшается фазовая проницаемость. Поэтому не рекомендуется при разработке нефтяных месторождений достигать давлений, при которых из нефти начинает выделяться газ,  а при разработке газовых месторождений достигать давлений, при которых из газа начинает выделяться газоконденсат.

Факторы, влияющие на фазовую проницаемость:

1.      геометрия структуры пор

2.      градиент давления

3.      характер смачивания пористой среды данной фазы

Если мы имеем аномальные жидкости, например насыщенные ПАВ.

                                                       Происходит повышение проницаемости (>1)

 

 

 

 

 

 

 

 

12. Смачиваемость нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие, области использования. Капиллярное внутрифазовое давление, характеристика, области использования.

                                                        s1,2           1    В

                                                                          2

                                                      q          Н

                                    s2,3                  3           s1,3        Тв. ф.

Из-за равенства векторов, т.к. капля неподвижна, получаются следующие        соотношения:

s2,3=s1,3+s1,2×соsq

соsq=(s2,3 - s1,3)/s1,2

Такие соотношения называются законом (правилом) Юнга.

Величины s1,3 и s2,3 практически неизвестны, поэтому об их соотношениях судят косвенно по углу q.

q не зависит от размеров капли до определённых её размеров и определяется методом «висячей капли». Этот угол зависит также от природы контактирующих областей и полярности веществ.

Работа адгезии.

Wа=s2,3+s1,2 - s1,3

или, записанная через угол q:

Wа=s1,2×(1+соsq)

Это соотношение называется соотношением Дюпре-Юнга.

Þ s2,3 - s1,3=s1,2×соsq,

где s1,2×соsq называется натяжением смачиваемости, или смачиваемостью.

 

13. Капиллярное внутрипоровое давление, характеристика, области использования.

Капиллярное давление

Рк=2×s×соsq/rк,

где    соsq - косинус угла смачивания;

  s - поверхность натяжения.   

 

          Распределение пор по размерам можно определять разными способами: ртутное выдавливание, выдавливание центрифугой и другие. Наиболее распространён способ центрифугирования, по опытным данным которого строится кривая зависимости капиллярного давления от водонасыщенности.

 

 Рк

 

 

 

                                      Sв

Функция капиллярного давления зависит от коллекторских свойств.  Чем выше коэффициент k, тем более сдвинута кривая влево, тем ниже остаточная водонасыщенность.

Функция Леверетта – отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в порах среднего размера:

I(S)=Рк(S)/Р

 

   I(S)

 

 

 

                                       S

 

Капиллярное давление имеет гистерезис, который определяется тем, какой процесс идёт:

ü  увеличение насыщения водой (пропитка)

ü  уменьшение насыщения водой (дренаж)

Соответствующие кривые для пропитки и дренажа совершенно разные:

       Рк

 

 

 


        Р0

                              S*                      S

 

Красная линия соответствует дренажу, синяя - пропитке.

Явление гистерезиса характерно и для кривых фазовой проницаемости. Кривые фазовой проницаемости определяются характером взаимодействия между фазой и пористой средой.

 

14. Гидрофильные и гидрофобные пласты, характеристика и основные свойства.

 

 


           – гидрофобный пласт

 

           – гидрофильный пласт

 

 

Для гидрофобных пластов фазовая проницаемость по воде выше, чем для гидрофильных, следовательно: не следует заводнять гидрофобные пласты (они лучше проводят воду). В них присутствует эффект смазки. Жидкость встречает меньше сопротивления, т.к. поверхность не оказывает влияния на движение.

если 0°<q<90° - преимущественно гидрофильная поверхность;

если 90°<q<180° - преимущественно гидрофобная поверхность.

К  преимущественно гидрофобным поверхностям относятся  поверхности таких минералов как: битумы, ископаемые угли, гидрофобные глины (нефтематеринские породы, например баженовские глины).

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит.

Поверхности таких минералов как доломит, ангидрит, а также известняк относятся либо к преимущественно гидрофильным, либо имеют избирательную смачиваемость.

Избирательная смачиваемость наиболее вероятна, если пластовые воды были повышенной минерализации, с повышенным содержанием ионов Са и Мg. 

В карбонатных коллекторах условия для возникновения гидрофобных поверхностей более благоприятны, чем в терригенных.

 

15. Способы определения смачиваемости пласта.

(см 14)

 

Для оценки смачиваемости используют классический подход, связанный с нахождением угла q, но он довольно условен. Характеристика имеет классификационный характер, и выглядит классификация следующим образом:

q=0°    - поверхность полностью гидрофильна;

q=180° - поверхность полностью гидрофобна.

Наша поверхность в основном относится к смешанному (неравномерно смачиваемому) типу, т.к. нефть состоит из смоло-асфальтеновых компонентов, которые, адсорбируясь гидрофильными (по большей части своей) минералами, гидрофобизуют пласт, а плёнка адсорбированных тяжёлых углеводородов располагается неравномерно.

             

                                         полевой

                          SiО2       шпат             плагиоклаз

 

В газовых месторождениях присутствует до 28-30% адсорбированных углеводородов.

Поверхность, покрытая битуминозной массой, гидрофобная. Поэтому наряду с гидрофильной поверхностью у нас присутствуют отдельные участки гидрофобности, что даёт сложную мозаичную смачиваемость пласта.

Поэтому такие мозаичные поверхности делятся в зависимости от угла q на следующие типы:

если 0°<q<90° - преимущественно гидрофильная поверхность;

если 90°<q<180° - преимущественно гидрофобная поверхность.

К  преимущественно гидрофобным поверхностям относятся  поверхности таких минералов как: битумы, ископаемые угли, гидрофобные глины (нефтематеринские породы, например баженовские глины).

К преимущественно гидрофильным – остальные глины, кварц, полевые шпаты, кальцит.

Поверхности таких минералов как доломит, ангидрит, а также известняк относятся либо к преимущественно гидрофильным, либо имеют избирательную смачиваемость.

Избирательная смачиваемость наиболее вероятна, если пластовые воды были повышенной минерализации, с повышенным содержанием ионов Са и Мg. 

В карбонатных коллекторах условия для возникновения гидрофобных поверхностей более благоприятны, чем в терригенных.

Минералогический состав и углы смачивания на границе пластинки и капли не информативны.

Академиком Ребиндером был введён новый способ оценки смачиваемости: образец, предварительно насыщенный пластовой нефтью, изучают на какое-то физическое свойство, затем этот образец экстрагируют (удаляют все органические компоненты, в том числе смоло-асфальтеновый состав), снова проверяют на то же свойство и по разнице оценивают, какая часть была занята смоло-асфальтенами. Он предложил следующий параметр:

 

b=Qсм.в/Qсм.н  - коэффициент Ребиндера,

 

где Qсм.в – теплота смачивания в водоносной среде;

 Qсм.н – теплота смачивания в нефтеносной среде.

 

Ребиндер обнаружил, что если на горизонтальную поверхность воздействовать ПАВ, то деформационные свойства изменятся (поверхность станет мягче, так что её легче будет бурить). 

По коэффициенту Ребиндера определяют характер смачивания:

если b>1, то пласт гидрофильный;

если b<1, то пласт гидрофобный.

Конечно, этот способ не нашёл определённого применения, поскольку дифференциация по теплоте смачивания невелика.

Был предложен способ изучения параметра Ребиндера с помощью ядерно-магнитного резонанса. Если мы воздействуем магнитным полем, а затем поле снимаем, молекулы начинают прецессировать и b определяется по спиновому времени (времени релаксации). Этот способ получил название – метода спиново- решёточной релаксации.

b=tв/tн

 

Выравнивание собственных моментов по направлению естественного магнитного поля и искусственного, которое мы создаём.

                               

                             Н   

 

               Н¢

 

 

 

16. Влияние смачиваемости на природную и технологическую структуру многофазного пласта.

( см 14, 15)

 

17. Напряжение и деформации нефтегазового пласта.

Горное давление – механические силы, которые действуют в пласте, как в его природном состоянии, так и в техногенном изменении пласта.

 

Напряжение – реакция пласта на приложенную нагрузку.

Если напряжения действуют в одном направлении, то мы получим одноосное напряжённое состояние.

Если напряжения действуют в плоскости в разных направлениях, мы получим плоское напряжённое состояние.

Если у нас происходит изменение напряжения в объёме, возникает объёмное напряжённое состояние

В зависимости от того, как действует напряжение, оно подразделяется на:

                                 

 

 

 

          первичные – напряжения, связанные с образованием пласта;

          вторичные – напряжения, связанные с деятельностью человека.

 

 


 

 

 

       sх  tху  tхz

Sij   tух  sу   tуz     = Рik,

       t  t  sz  

 


 

где s - главное (нормальное) напряжение, Рik – совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i¹k.

Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений.

Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т.о. можно выделить:

·         линейные деформации;

·         сдвиговые деформации;

·         объёмные деформации.

 

 

                                                      

 

18. Зависимость деформаций от напряжений, разрушение пород, упругие и пластические де формации.

Типичные графики зависимости e(s) выглядят следующим образом:

 Упруго-хрупкий тип деформации

 

 


    Упруго-пластичный тип деформации

      

         Пластичный тип деформации

 

 

 

 

 

Пласт, имеющий упругую деформацию. Такой вид деформации описывается законом Гука. Наклон графика  характеризуется модулем Юнга. Пласт упругопластического типа. Переход от упругого состояния в пластическое характеризуется пределом упругости .

Пласт пластического типа. Пластическая деформация характерна упругопластическим породам, таким как глина, спрессованная порода.

Для пород, слагающих пласты, нарушается закон Гука:

DV/V=(3×(1 - 2×n)/Е×)р,    р=(sх+sу+sz)/3.  Упругость пласта – это способность пласта сопротивляться изменению размеров тела и его формы.

Если пласт изотропен и однороден, то связь между деформациями и напряжениями запишется так:

eх=1/Е×(sх - (sу+sz))

eу=1/Е×(sу - (sz+sх))

ez=1/Е×(sz - (sу+sх))

где   sх, sу, sz – главные нормальные напряжения;

ν - коэффициент Пуассона;

         Е - модуль Юнга.

Сдвиговые деформации можно расписать как:

gху=1/G×tху;  gуz=1/G×tуz;    gzх=1/G×tzх   G – модуль сдвига.

Разрушение – разрыв между частицами кристаллической решётки и молекулами.

Разрыв межатомных связей в разрушающейся решётке происходит, если касательные напряжения t~G/(2×p); нормальные - s~0.1×Е

 

19. Тензор Напряжений и тензор деформаций.

Рik – совокупность девяти напряжений при i=k и касательных при i¹k.

    Тензор напряжений                                                                    Тензор деформаций


        sх  tху  tхz

Sij   tух  sу   tуz     = Рik,

       tzх  tzу  sz  

       


Деформации удлинения и сдвига можно разложить на составляющие по осям координат и на их основе написать тензор деформаций T.

 

20. Упругие свойства нефтегазовых пластов и взаимосвязь между ними.

Большая часть пород при отсутствии высокого всестороннего давления как в условиях одноосного, так и сложного напряжённого состояния при быстром нагружении или разгрузке в большом диапазоне напряжений подчиняется закону Гука.

По мере увеличения напряжения на сжатие усиливается и деформация.

Можно приблизительно подобрать такие значения, что деформацию можно будет считать линейной.

      s

 

 

 

 

 

                                         e

Если пласт изотропен и однороден, то связь между деформациями и напряжениями запишется как:

    eх=1/Е×(sх - (sу+sz))

    eу=1/Е×(sу - (sz+sх))

    ez=1/Е×(sz - (sу+sх))

 

sх, sу, sz – главные нормальные напряжения;

n    - коэффициент Пуассона;

Е  - модуль Юнга.

Сдвиговые деформации можно расписать как:

gху=1/G×tху;

gуz=1/G×tуz

g=1/G×t.

G – модуль сдвига.

Связь между такими параметрами, как G, n и Е находится с помощью соотношения:

G=Е/(2×(1+n))

 

·         Упругие свойства пласта зависят от:

·         минералогии;

·         особенностей строения, в частности:

слоистого строения

          

Е1    V1   11

Е2    V2   12

Е3    V3   13 

         

При сдавливании пласта поперёк напластований его общая деформация складывается из полных деформаций всех слоёв и:

1/Е^=SVii

При сдавливании пласта вдоль напластований, то направления суммируются и:

ЕII=SVi×Еi

Анизотропия – разница свойств Е^ и ЕII напластований.

Т.о. выражается анизотропия деформационных свойств. Величина анизотропии характеризуется цифрами 0.7¼1.55. (Антрацит, глина, песчаник).     

Модули упругости зависят от направления исследований.

 

ü   Пористость

Относительное удлинение связано с пористостью зависимостью:

Е/Е0=(1 - а×kп)2

 

Минимальными значениями, связанными с модулем Юнга, как правило, обладают кварцы, а полевые шпаты и известняки – максимальным.

 

ü   Предел прочности

 

Напряжение, при котором возникает разрушение пласта, называется пределом прочности.

 

                s

 sр                                                       - линия соответствует упругой

                        модели,

                                                  

                                                  - пластичной.

                           

                      e

 

21. Пластические свойства нефтегазового пласта, реологические модели, явление ползучести и релаксации напряжений.

Пластическая деформация.

 

В результате переупаковки зёрен в процессе деформации происходит их поворот и проскальзывание относительно своей оси, что приводит к пластической деформации.

Как правило, пластическая деформация характерна упругопластическим породам, таким как глина, спрессованная порода.

Для того, чтобы охарактеризовать пластические свойства, используется понятие секущего модуля упругости.

 

  s

 


 sсж

 sЕ                             a

 

 

 

                a    a1                                     e

 

 

Здесь: sсж – предел прочности; sЕ – предел упругости.

Коэффициент пластичности определяет работу, которую нужно затратить на разрушение пластичной породы к работе на разрушение упругой породы.

kпл=SОСD/SАВО=Е/Едеф

      s       А               С

      sсж

 

 

 

      О              В                       D       e 

Пластичные свойства присущи многим породам, залегающим на глубине. Причём, чем больше глубина залегания, тем больше проявляются пластичные свойства. Кроме того, пластические свойства могут интенсифицироваться с ростом водонасыщенности.

Если же мы будем использовать физико-химические или волновые воздействия на пласт, то увидим следующую закономерность: например, известняки и алевролиты начнут проявлять пластичные свойства при давлениях порядка 108 Па, а песчаники - 4×108 Па.

В наибольшей степени пластические деформации характерны для солей и глин.

Пластическими деформациями можно охарактеризовать, например выдавливание пласта в скважину и другие явления.

 

Реологические модели.

 

Важным моментом в понимании деформационных свойств являются реологические модели.

Реологические модели описывают схематизированное поведение породы при деформации посредством отдельных элементов.

 

1.        Модель Гука (Упругая)                2. Модель Ньютона (Вязкая)

 

 


                                                                                                  Нет возрастания

                                                                                                    деформаций поршня

 

 

 

 

                                            

3.  Модель Кельвина-Фогта            4.  Модель Максвелла (Упруго-вязкая)

                /параллельная/                                 /последовательная/

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


5.  Пластическая модель                      6.  Модель Бингама-Шведова

                                                                             (вязкопластическая)

 

 

 


22. Прочность и разрушение нефтегазового пласта.

Прочность определяется величиной критических напряжений, при которой происходит разрушение породы.

Критические напряжения делятся на напряжения:

­         сжатия;

­         растяжения;

­         объёмного сжатия;

­         сдвиговые,

действия которых определяются видом напряжённого состояния.

Разрушение – разрыв между частицами кристаллической решётки и молекулами.

Разрыв межатомных связей в разрушающейся решётке происходит, если касательные напряжения t~G/(2×p); нормальные - s~0.1×Е

Для нефтегазовых пластов эти величины составляют: t~1.5×10-3×G/(2×p);   s~1.5×10-3×0.1×Е.

Нефтегазовые пласты в отличие от сплошной среды имеют дефекты: поры, трещины и явления концентрации напряжений (возникающими в местах контакта зёрен). В этих местах нормальные напряжения s намного превышают приложенную нагрузку.

Рассмотрим фиктивную модель:

                   Р

                1 

 

    1¢         s                                          s~k×1/1¢

 

 

 

 

К тому же наличие границ зёрен приводит к тому, что при изменении горного давления происходят

пластические деформации, образуются дислокации.

С целью изменения концентрации напряжений на границах зёрен, для чего должны быть достигнуты минимальные напряжения, происходит переупаковка зёрен.

 

В результате применения ГРП (гидроразрыва), вторичного вскрытия (пластовой перфорации), процесса бурения происходит вынос песка (под действием разницы давлений происходит отрыв отдельных частиц, которые устремляются в скважину).

 

23. Физический механизм разрушения пласта. Теория прочности Мора.

Для удобства понимания можно представить разрушение в виде кругов Мора:

           t 

 


          kсц         j

                           

 


        sр                               sсж      s

 

kсц – коэффициент сцепления.

Положение огибающей будет характеризовать условие разрушения в случае сложно напряжённого состояния.

Огибающую можно представить так: t=kсц+tgj

Это соотношение называется паспортом прочности. Физический смысл таков: он выражает предел прочности на срез.

Прочность зависит от:

@             микроструктуры пласта;

@             пористости;

@             минерального состава.

Для примера: с ростом цементирующего вещества между зёрнами прочность падает. С ростом пористости – прочность падает.

sсж=sсж.0×(1 - а×kп)2

        kп®0

а – коэффициент, характеризующий структуру пласта.

Коэффициент анизотропии показывает различие плоскостных свойств вдоль и поперёк напластования.

kан=s^/sII³1 (растяжение)

kан=s^/sII£1 (сжатие)

Для песчаника: sсж~1/4×108×sII; sсж~1/3×108×s^;

sр  ~8.3×106×sIIsр  ~7.3×106×s^.

 

 

27. Типы волн в нефтегазовых пластах и их характеристика.

Упругие колебания – процесс распространения в породе знакопеременных упругих деформаций.

 

v2×Ñ2U=d2U/dt2,

где v – скорость распространения упругих колебаний,

U – упругое смещение.

 

По частоте упругие колебания подразделяются на:

1.      инфразвуковые     до 20Гц;

2.      гиперзвуковые     > 1010Гц;

3.      звуковые            от 20 до 20000 Гц;

4.      ультразвуковые   >20000Гц; 

 

Эти колебания, как и сейсмический диапазон частот, используются в нефтегазовом деле.

Сейсмические колебания быстро затухают, но распространяются на длительное расстояние от центра.

 

Деформации бывают продольные поперечные и сдвиговые, в соответствии с этим, волны делятся на:

продольные – характеризуются продольными деформациями попеременного сжатия и растяжения (свойственны газу, воде, нефти и др.)

поперечные – связаны с деформацией сдвига (характерны для твёрдой фазы, т.к. для жидкостей и газов сопротивления сдвигу не существует).

Оба типа волн распространяются по всему объёму пласта и поэтому называются объёмными.

Кроме объёмных волн, существуют волны, связанные с поверхностями раздела – это поверхностные волны. В них движения частиц происходят неравномерно и по разным направлениям.

Если движение происходит в горизонтальной плоскости, то образуются волны, именуемые волнами Лява. Эти поверхностные волны присущи только для твёрдых тел.

Для описания и исследования волн необходимо знать волновые/акустические свойства. Это: 

            скорости распространения упругих волн;

            коэффициенты поглощения упругих волн;

            коэффициенты, характеризующие волновое сопротивление;

        коэффициенты отражения и преломления.

 

28. Поглощение и отражение упругих волн, коэффициенты характеризующие явление.

 

Скорость распространения волны не зависит от частоты. Но от частоты зависят затухания волны (амплитуда со временем затухает по мере удаления от источника).

Затухание обусловлено:

1)                 Поглощением части волновой энергии породой и трансформацией этой энергии в тепло;

2)                 Рассеянием акустической энергии на элементах фрагментарности (границах зёрен, порах) в различных направлениях.

Амплитуда волны падает по мере прохождения волны по следующему закону:

U=U0×е-qх,

где U0 – амплитуда упругих колебаний;

U – амплитуда на расстоянии х;

q - коэффициент поглощения [1/м].

Коэффициент поглощения показывает потерю энергии по мере прохождения вглубь пласта.

Этот коэффициент зависит от свойств породы, таких как: тепловые свойства, коэффициент внутреннего трения, структура, а также частота колебания.

Для однородных тел зависимость q(w) (от частоты) записывается по закону Стокса-Кирхгофа.

Для однородных сред: q,=2/3(w2×h/(v3×r)),

где w - циклическая частота;

h - коэффициент вязкости;

r - плотность среды.

w=2×p×f

Для реальных, пористых сред зависимость коэффициента поглощения от частоты носит логарифмический характер.

q=F(f)

В данном случае оказывает влияние характер насыщения. q, как функция f будет различной, в зависимости от насыщения водой, нефтью или газом.

 

 

           Фр                                                  Фs

                                   Г                                                 В

                                   Н                                                Н 

                                   В                                                 Г

 

 

                                             f                                                 f

 

Важным моментом является логарифмический декремент затухания.

D=v/f – эта величина вводится, чтобы можно было избавиться от влияния частоты.

Соотношение  D/p  получило название коэффициента механических потерь;

а  p/D – добротности.

Часто в расчётах используется удельное волновое сопротивление пласта:

Z=v×r

Этот коэффициент характеризует способность пласта отражать и преломлять упругие волны.

Коэффициент отражения – это отношение энергии отражённой волны к энергии падающей волны:

k00/А=(z1 - z2)/(z1+z2),

где z- удельное волновое сопротивление

Чем больше разница волновых сопротивлений, тем больше энергии отражается.

Также больше энергии отражается, с ростом контрастности сред.

При переходе из воздуха в воду отражается более 99,8% их энергии, а из воды в породу – до 85%.

Т.о. от коэффициента отражения зависит эффективность передачи волновой энергии в пласт.

 

 

29. Взаимодействие упругих волн с нефтегазовым пластом.

 

Слоистое строение нефтегазового пласта приводит к различию скоростей упругих волн при прохождении вдоль и поперёк пласта, причём vII>v^ .

    Вдоль слоёв:                                                Поперёк слоёв:

 

 

Если скорость будет перпендикулярна слоям:                       v^=Svi/ui,

где vi – объём i-ого слоя, ui – скорости распространения в i-ом слое.

Если скорость будет параллельна слоям:                               vII=Svi×ui.

Для продольных и поперечных волн зависимости от характера насыщения различны и претерпевают инверсию.

 

Это происходит по следующим причинам:

·            Проникновение продольных и поперечных волн в пласт различно;

Для примера возьмём водоносный пласт, то вдали от скважины будут фиксироваться продольные волны, а вблизи скважины – поперечные.

·            Содержание глины в пласте оказывает существенную роль;

С ростом коэффициента глинистости растёт коэффициент поглощения.

        qр,s                                                                                                                                     

                                 S

 

                                 Р

 

 

                                     Кгл

 

·            Влияет трещинноватость:

Коэффициент поглощения растёт с ростом коэффициента трещинноватости.

          qр,s

                                S

                                                  

                               Р  

 

 

                                 Ктр

Вывод: поперечные волны более чувствительны к неоднородности пласта.

 

 

30. Волновые свойства нефтегазовых пластов, их определение и области использования.

 

Волновые свойства связаны с процессами распространения упругих колебаний в нефтегазовых пластах.

Для описания и исследования волн необходимо знать волновые/акустические свойства. Это:  

     скорости распространения упругих волн;

     коэффициенты поглощения упругих волн;

     коэффициенты, характеризующие волновое сопротивление;

*      коэффициенты отражения и преломления.

Области использования:

Технология низкочистотного воздействия. Прирост 30%, все остальные 10-15

 

 

31. Природный тепловой режим нефтегазового пласта, характеризующие его параметры и свойства.

 

32. Типы теплопроводности и их физический смысл

 

1.      кондуктивный перенос тепла;

Осуществляется вследствие соударения молекул, электронов и агрегатов элементарных частиц друг с другом. (Теплота переходит от более нагретого тела к менее нагретому). Или в металах: постепенная передача колебаний кристаллической решётки от одной частицы к другой (упругие колебания частиц решётки – фононная теплопроводность).

2.      конвективный перенос;

Этот перенос связан с движением частиц флюидов и обусловлен перемещением микроскопических элементов веществ, его осуществляет свободное или вынужденное движение теплоносителя.

Под воздействием градиента температуры в земной коре возникают конвективные потоки не только тепла, но и вещества. Возникает термогидродинамический градиент давления.

                                                                                          t

 

 

 


                               

                                                               Н

Можно наблюдать и такое явление, что при возникновении гидродинамического градиента давления нефть удерживается в пласте без покрышки.

3.      Теплообмен, связанный с излучением.

Радиоактивная единица в результате распада выделяет тепло, и это тепло выделяется вследствии излучения.

 

 

 

33. Тепловые свойства нефтегазового пласта, характеристика и область использования.

 

Тепловыми свойствами являются:

1)      Коэффициент теплоёмкости                    с

2)      Коэффициент теплопроводности              l

3)      Коэффициент температуроппроводности   а

1.      Теплоёмкость:

 с – количество теплоты, необходимое для повышения температуры вещества на один градус при заданных условиях (V, Р=соnst).

                                              с=dQ/dТ

Средняя теплоёмкость вещества: с=DQ/DТ.

Т.к. образцы породы могут иметь разную массу, объём, то для более дифференцированной оценки вводятся специальные виды теплоёмкости: массовая, объёмная и молярная.

· Удельная массовая теплоёмкость [Дж/(кг×град)]:

Сm=dQ/dТ=С/m

Это количество теплоты, необходимое для изменения на один градус единицы массы образца.

· Удельная объёмная теплоёмкость [Дж/(м3×К)]:

                              Сv=dQ/(V×dТ)=Сm,      

где r - плотность

Количество теплоты, которое необходимо сообщить единице для повышения её на один градус, в случае Р, V=соnst.

· Удельная молярная теплоёмкость [Дж/(моль×К)]:

Сn=dQ/(dТ)=М×Сm,

где М – относительная молекулярная масса [кг/кмоль]

Количество теплоты, которое надо сообщить молю вещества для изменения его температуры на один градус.

Теплоёмкость является аддитивным свойством пласта:

Сi=j=1NSСj×Кi, где SКi=1, К – количество фаз.

Теплоёмкость зависит от пористости пласта: чем больше пористость, тем меньше теплоёмкость.                                    

×r)=сск×rск×(1-kп)+сз×rз×kп,

где сз – коэффициент заполнения пор;

kп – коэффициент пористости.

2.                  Теплопроводность.

l [Вт/(м×К)] характеризует свойство породы передавать кинетическую (или тепловую) энергию от одного элемента к другому.

Коэффициент теплопроводности – количество тепла, проходящее за единицу времени через кубический объём вещества с гранью единичного размера, при этом на других гранях поддерживается разница температур в один градус (DТ=1°).

 

Коэффициент теплопроводности зависит от:

ü  минерального состава скелета.  Разброс значений коэффициентов может достигать десяти тысяч раз. 

Например, самый большой l у алмаза – 200 Вт/(м×К), т.к. у его кристалла практически отсутствуют структурные дефекты. Для сравнения, l воздуха составляет 0,023 Вт/(м×К), воды – 0,58 Вт/(м×К).

ü  степени наполненности скелета.

ü  Теплопроводности флюидов.

Существует такой параметр, как контактный коэффициент теплопроводности.

 

 

Наибольшим из контактных коэффициентов обладает кварц – 7-12 Вт/(м×К). Далее идут гидрохимические осадки, каменная соль, сильвин, ангидрит.

Пониженный контактный коэффициент имеют уголь и асбест.

Аддитивность для коэффициента теплопроводности не соблюдается, зависимость не подчиняется правилу аддитивности.

Например, теплопроводность минералов может быть записана следующим образом:                                            

1gl=Svi×1gli,

где 1gli – логарифм l i-ой фазы с объёмным содержанием vi.

Важным свойством является величина обратная теплопроводности, именуемая тепловым сопротивлением.

Вследствие теплового сопротивления, мы имеем сложное распределение тепловых полей. Это приводит к тепловой конвекции, благодаря которой могут образовываться особые типы залежей – не обычная покрышка, а термодинамическая.

Термодинамическое сопротивление снижается со снижением плотности, проницаемости, влажности, а также (в северных районах) степени льдистости.

Повышается оно при замещении воды нефтью, газом или воздухом в процессе теплового изменения давления, с увеличением слоистой неоднородности, явления анизотропии.

Наибольшим тепловым сопротивлением обладают угли, сухие и газонасыщенные породы.

При переходе от терригенных пород к карбонатным тепловое сопротивление снижается.

Минимальным тепловым сопротивлением обладают гидрохимические осадки, такие как галит, сильвин, мирабелит, ангидрит, т.е. породы, обладающие структурой пластинчатой соли.

Глинистые пласты, среди всех пластов, выделяются максимальным тепловым сопротивлением.

Из всего этого мы можем заключить, что тепловое сопротивление определяет степени тепловой инерции, тепловой проводимости.

3        Температуропроводность.

На практике часто используется такой коэффициент, как температуропроводность, который характеризует скорость изменения температуры при нестационарном процессе теплопередачи.

а=l/(с×r),     когда l=соnst.

На самом деле «а» не является постоянной, т.к. l является функцией координат и температуры, а с – коэффициента пористости, массы и т.д.

При разработке мы можем использовать процессы, в которых возможно возникновение внутреннего источника тепла (например, закачка кислоты), в таком случае уравнение будет выглядеть так:

dТ/dt=а×Ñ2Т+Q/(с×r),

где Q – теплота внутреннего источника тепла, r - плотность породы.

                             4.Теплопередача.

Следующим важным параметром является теплопередача.

DQ=kт×DТ×DS×Dt,

где kт – коэффициент теплопередачи.

Его физический смысл: количество тепла, ушедшего в соседние пласты, через единицу поверхности, в единицу времени при изменении температуры на один градус.

Обычно теплопередача связана с вытеснением в выше и ниже лежащие пласты.

 

34. Влияние температуры на изменение физических свойств нефтегазового пласта.

 

Тепло, которое поглощается породой, расходуется не только на кинетические тепловые процессы, но и на совершение механической работы, она связана с тепловым расширением пласта. Это тепловое расширение связано с зависимостью сил связи атомов в решётке отдельных фаз от температуры, в частности появляющаяся в направленности связей. Если атомы легче смещаются при удалении друг от друга, чем при сближении, происходит смещение центров колющихся атомов, т.е. деформация.

Связь между ростом температуры и линейной деформацией может быть записана:

dL=L×dТ,

где L – первоначальная длина [м], a - коэффициент линейного теплового расширения [1/град].

dL/L=dТ

Аналогично для объёмного расширения:

dV/V=gт×dТ,

где gт – коэффициент объёмной тепловой деформации.

 

Поскольку коэффициенты объёмного расширения сильно различаются для разных зёрен, то в процессе воздействия произойдут неравномерные деформации, что приведёт к разрушению пласта.

В точках соприкосновения происходит сильная концентрация напряжений, следствием чего является вынос песка и соответственно разрушение породы.

                            g1                        

                     g3     g2

                                g4  

Явление вытеснения нефти и газа также связано с объёмным расширением. Это так называемый процесс Джоуля-Томпсона. При эксплуатации происходит резкое изменение объёма, возникает эффект дросселирования (теплового расширения с изменением температуры). Термодинамическая дебитометрия основана на изучении этого эффекта.

Введём ещё один параметр – адиабатический коэффициент: hs=dТ/dр.

Дифференциальный адиабатический коэффициент определяет изменение температуры в зависимости от изменения давления.

Величина hS>0 при адиабатическом сжатии. При этом вещество нагревается. Исключением является вода, т.к. в интервале от 0¼4° она остывает.

 

Величину hS можно рассчитать следующим образом:

hS=V/(Ср×g)×a×Т,

где V – объём, Т – температура, a - коэффициент линейного расширения, g – ускорение свободного падения.

Коэффициент Джоуля-Томпсона определяет изменение температуры при дросселировании.

e=dТ/dр=V/(Ср×g)×(1 - Т)=V/(Ср×g) - hS,

где V/(Ср×g) определяет нагрев за счёт работы сил трения

 hS – охлаждение вещества за счёт адиабатического расширения.

 

Для жидкости V/Ср×g>>hS Þ Жидкости нагреваются.

Для газов e<0 Þ Газы охлаждаются.

На практике используют шумометрию скважин – метод, основанный на явлении, когда газ при изменении температуры выделяет колебательную энергию, вызывая шум.

 

35. Изменение свойств нефтегазового пласта в процессе разработки залежи.

 

1.      В естественном состоянии пласты находятся на большой глубине, а, судя по геотермическим ступеням, температура в этих условиях близка к 150°, поэтому можно утверждать, что породы изменяют свои свойства, ведь при проникновении в пласт мы нарушаем тепловое равновесие.

2.      Когда мы закачиваем в пласт воду, эта вода имеет температуру поверхности. Попадая в пласт, вода начинает охлаждать пласт, что неминуемо приведёт к различным неблагоприятным явлениям, например парафинизации нефти. Т.е. если в нефти есть парафинистая составляющая, то в результате охлаждения выпадет парафин и закупорит пласт. К примеру, на месторождении Узень температура насыщения нефти парафином Тн=35°(40°), и при его разработки были нарушены эти условия, в результате температура пласта снизилась, парафин выпал, произошла закупорка и разработчикам пришлось длительное время закачивать горячую воду и прогревать пласт, пока весь парафин не растворился в нефти.

 

 

 


3.      Высоковязкие нефти.

Для их разжижения используют теплоноситель: горячую воду, перегретый пар, а также внутренние источники тепла. Так в качестве источника используют фронт горения: поджигают нефть и подают окислитель.

В Швейцарии, Франции, Австрии, Италии реализуют и такие проекты:

 

       

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Метод снижения вязкости нефтей посредством радиоактивных отходов. Они хранятся 106 лет, но при этом греют высоковязкую нефть, позволяя легче её добывать.

 

36. Физическое состояние углеводородных систем в нефтегазовых пластах и характеристики этих состояний.

 

Возьмём простое вещество и рассмотрим диаграмму состояния:

       Р                                

                      С

             Ж

                     Г

 

         Т  

 

                 Точка С является критической точкой, в которой различие между свойствами исчезает.

Давление (Р) и температура (Т), которые характеризуют пласт, могут измеряться в очень широком диапазоне: от десятых МПа до десятков МПа и от     20-40° до более, чем 150°С. В зависимости от этого наши залежи, в которых находятся углеводороды, могут быть разделены на газовые, нефтяные и т. д.

Т.к. на различных глубинах давления меняются от нормальных геостатических до аномально высоких, то углеводородные соединения могут находиться в газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей в залежи.

При высоких давлениях плотность газов приближается к плотности лёгких углеводородных жидкостей. В этих условиях тяжёлые нефтяные фракции могут растворяться в сжатом газе. В результате нефть будет частично растворена в газе. Если количество газа незначительно, то с ростом давления газ растворяется в нефти. Поэтому в зависимости от количества газа и его состояния выделяются залежи:

1.            чисто газовые;

2.            газоконденсатные;

3.            газонефтяные;

4.            нефтяные с содержанием растворённого газа.

Граница между газонефтяными и нефтегазовыми залежами условна. Она сложилась исторически, в связи с существованием двух министерств: нефтяной и газовой промышленности.

 В США залежи углеводородов делятся по значению газоконденсатного фактора, плотности и цвету жидких углеводородов на:

1)      газовые;

2)      газоконденсатные;

3)      газонефтяные.

Газоконденсатный фактор – это количество газа в кубических метрах, приходящееся на кубометр жидкой продукции.

По американскому стандарту к газоконденсатам относятся залежи, из которых добываются слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости с плотностью равной 740-780 кг/м3 и с газоконденсатным фактором 900-1100 м33.

В газовых залежах может содержаться адсорбированная связанная нефть, состоящая из тяжёлых углеводородных фракций, составляющая до 30% порового объёма.

Кроме того при определённых давлениях и температурах возможно существование газогидратных залежей, где газ находится в твёрдом состоянии. Наличие таких залежей – большой резерв наращивания добычи газа.

В процессе разработки происходит изменение первоначальных давлений и температур и происходят техногенные преобразования углеводородов в залежи.

Как то из нефти при непрерывной системе разработки может выделится газ, в результате чего у нас произойдёт снижение фазовой проницаемости, увеличение вязкости, в призабойной зоне происходит резкое снижение давления, за которым последует выпадение конденсата, что приведёт к образованию конденсатных пробок.

Кроме того, при транспортировке газа могут происходить фазовые преобразования газа.

 

38. Фазовые диаграммы однокомпонентных и многокомпонентных систем.

 

         Правило фаз Гипса (показывает вариантность системы – число степеней свободы)

r=N+2-m

N - число компонентов системы

m – число ее фаз.

Пример: H2O (1 комп.)  N=1   m=2  Þ r=1

При заланном Р одна только Т

Однокомпонентная систеиа.

Сжимаем от А к В – первая капля жидкости (точка росы или точка конденсации Р=Рнас)

В  точке Д остаётся последний пузырек пара, точка парообразования или кипения

У каждой изотермы свои точки кипения и парообразования.

Двухкомпонентная система

Изменяется Р и Т, т. е. давление начала конденсации всегда меньше давления парообразования.

 

 

 

39. Уравнения состояния идеальных и природных газов.

 

Закон состояния идеального газа Менделеева-Клапейрона:

Р×V=G×R×Т (справедлив для идеального газа).

Идеальные газы – газы, силами взаимодействия в которых можно пренебречь.

(dЕ/dV)Т=0, где Е – внутренняя энергия парообразования.

Свойство идеальных газов заключается в том, что: Р×V/(G×R×Т)=1=z.

Новый введённый нами коэффициент z, который для идеальных газов равен 1, а для реальных газов отличен от неё, называется коэффициентом сверхсжимаемости.

z – коэффициент, с помощью которого свойства идеальных газов прилагаются к реальным. Он характеризует степень отклонения идеального газа от реального.

 

Реальные(природные) газы – смесь углеводородных и не углеводородных компонентов. Молекулы аргона, ксенона, криптона и метана имеют сферическую конфигурацию.  Молекулы таких газов, как пропан и бутан, - несферическую, поэтому для учёта формы молекул был введён параметр – ацентрический фактор (w). Он показывает, что если молекула сферическая, то силы, которые на неё действуют – сферические, что указывает на симметрию сил. Если же молекулы не сферические, то возникает асимметрия действующих сил. 

 

 

 

 

 


z=z(Рпр, Тпр, w)

zсм=z0пр, Тпр)+z1пр, Тпр)×wсм,

где z0 – коэффициент сверхсжимаемости простого газа. Для простого газа молекулы сферические и w=0.

z1 – поправка к коэффициенту сверхсжимаемости непростого газа, который зависит от Рпр, Тпр и 0.

wсм – ацентрический фактор всей смеси, характеризуемой определёнными концентрациями:

wсм=Sуi×wi

Отсюда можно видеть, что ацентрический фактор смеси зависит от ацентричного фактора каждого компонента.

уi – молярная концентрация компонента.

40,41. Физические свойства реальных газов.

Физические свойства газового конденсата.

 

Природный газ – это газообразная смесь углеводородных и не углеводородных газов (в основе любого состава лежат гомологи метана СnН2n+2, кроме того, в газах могут присутствовать: азот, окись углерода СО2, сероводород Н2S, меркаптаны, а также редкоземельные инертные газы, такие как гелий, криптон, аргон, ксенон).

Свойства газа меняются в процессе разработки месторождения (из нефтегазовой в чисто газовую).

 

Плотность природного газа и стабильного конденсата.

 

Для природного газа:rР, t=rР0, t0××z0×Т0)/(Р0×z×Т)

 

Для стабильного конденсата:r5+)=1.003×Мк/(Мк+44.29)   [кг/см3]

 

По коэффициенту преломления, определяемого на опыте, можно рассчитать:

1gМк=1.939+0.0019×tк+1g(2.15 - nD),

где tк – температура кипения конденсата; nD – коэффициент преломления.

Эти коэффициенты носят эмпирический характер.

Но плотность стабильного конденсата можно вычислить и по иной формуле, а именно:

rк=Sхi×Мi/Sхi×ni/ri,

где хi – молярная доля i-ого компонента;

 ri – плотность i-ого компонента;

 Мi – молекулярная масса.

Вязкость газов и углеводородных конденсатов.

 


F/А»?×dv/dу

m                                  [Па×с]

                                                           А1                           v 

                                       dу  

                                                          А2                                 v+dv

Вязкость газа при низких давления и температурах близка вязкости идеального газа. Значит, можно воспользоваться кинематической теорией, записав уравнение для разреженного газа:                           

                                               m=v×l/3,

где v – средняя скорость движения молекул; l - длина свободного пробега.

Согласно кинетической теории, вязкость зависит от давления и температуры:

С повышением давления плотность возрастает, но l снижается, следствием чего является возрастание вероятности соударения, средняя скорость движения при этом постоянна, и вязкость в начальный период практически постоянна (Dр<<).

С ростом температуры вязкость возрастает, т.к. увеличивается средняя скорость движения молекул, а плотность и длина свободного пробега практически не меняются.

В то же время из определения вязкости, силы, препятствующие перемещению одного слоя относительно другого должны меняться, а, значит, изменение вязкости носит сложный характер.

                         m       Рmах      

                                      

                                            Рmin    T

 

При малых давлениях m мало зависит от перепада давлений. С ростом давления и увеличением температуры вязкость  газов (m) снижается.

 

Если у нас возрастает молекулярная масса газа, то вязкость увеличится соответственно.

Учёт наличия неуглеводородных газов, их влияние на вязкость проводится следующим образом:

mа×mа+(1 – уа)×mу,

где у – молярная доля;

mа – вязкость неуглеводородного газа;

mу – вязкость углеводородного газа.

Зависимость m от молекулярной массы может быть графически изображена:

 


      m

 

 

                                          М

 

42. Физические свойства природных нефтей.

 

Нефтьсмесь жидких углеводородов, которая может содержать твердые не углеводороды.

Свойства нефти: компонентный состав (жидкие углеводороды; твердая фаза, например парафин; газы, растворены в нефти).

В общем случае, нефть – многофазная многокомпонентная система-, т.е. ее свойства зависят и от состава, и от взаимодействия фаз.

 

Физические свойства природных нефтей:

1)Сжимаемость нефти.

Нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объёмной упругости).

bн=-1/Vн×(dVн/dр) - (изменение объема при изменение давления).

Он составляет величину порядка от 0,4­ до 0,7 ГПа-1 (для нефтей, не содержащих растворённый газ). Лёгкие нефти, содержащие значительное количество растворённого газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (bн достигает 14 ГПа-1).

bн зависит от температуры и давления, причём чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости.

 


   b                                                    b                 Т°

 

 

 40°     120°

                                 Т°                                            Р

 

2)Упругий запас.

Нефть обладает определенным упругим запасом, и ее свойства меняются при расширении (например, когда нефть  из пласта поднимается на поверхность, её состав меняется, меняется объём), что характеризуется объемным коэффициентом.

Объёмный коэффициент рассчитывается по формуле:

в=Vпл/Vдег,

где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;

 Vдег – объём дегазированной нефти (на поверхности).

 

Зависимость объёмного коэффициента от давления выглядит следующим образом:

                                  В

 

 

 

                                                                                 

                                                               Рнас                     Р

 

3) Плотность.

Переход от объемных характеристик к массовым.

Плотность пластовой нефти зависит от давления и температуры.

Если плотность нефти составляет r=500 кг/м3, то такая нефть называется лёгкой, или малоплотной. Если плотность равна r=800-900 кг/м3, то такая нефть называется тяжёлой, или высокоплотной.                                                          

С ростом температуры плотность нефтей падает, причём падение происходит до давления насыщения, после чего она снова возрастает

 

 

 

 

 

                    

       Рнас                         Р

    Диапазон значений вязкости колеблется в пределах от 0,01 до 1000 мПа×с.

 

43. Аномально-вязкие нефти и их структурно-механические свойства.

 

Наличие смоло - асфальтеновых и парафиновых компонентов делает нефть коллоидной системой, которая может проявлять структурно – механические свойства.

Эпюра скоростей

 

 

 z                                 h                   

 

 

Величина деформации характеризуется величиной: g=U/z

Скорость сдвига (деформации): g’=dg/dt.                                                  

Для обычных твёрдых тел и классических жидкостей выполняются следующие соотношения для касательных напряжений t:

Для твёрдого тела - t=G×g, где G – модуль сдвига.

Для жидкостей     -  t=(dg/dt), m - вязкость.

Жидкость неограниченно деформируется под действием касательных напряжений t. Такие жидкости называют ньютоновскими, и для них указывают на два момента:

1)      однозначную связь t и g;

2)      эта связь линейная с коэффициентом пропорциональности m.

 

Жидкости, для которых не соблюдаются эти два положения, называются аномальными, или неньютоновскими.  Это:

1)      нефти повышенной вязкости, со значительным содержанием смоло-асфальтеновых компонентов;

2)      нефти с повышенным содержанием парафина.

Т.е. нефти, способные выделять структуры, которые и дают им аномальные свойства.

Неньтоновскими свойствами также обладают технологические жидкости на основе полимерных растворов, гелей (буровые растворы, жидкости для гидроразрыва).

В соответствии с этим выделяются разные типы связей (t(g)):

t=Т(dg/dt), dg/dt=Г(t),

где Т, Г – некоторые функции. Они взаимообратимые и в общем случае нелинейные.

В зависимости от вида функции различают:

1. Вязкопластическую жидкость;

Она соответствует модели Бингама-Шведова.

dg/dt=0             при t<t0;

dg/dt=(t-t0)/m   при t³t0;

Существование такой жидкости означает, что в состоянии покоя из нефти выделяются определенные структуры, обладающие определенной прочностью до определенного момента - t0 – некоторое предельное напряжение сдвига (разрушения). После разрушения она превращается в обычную жидкость, которая наиболее распространена в нефтяной промышленности.

Этот тип жидкости называется жидкостью с аномальным напряжением, или бингамовской жидкостью.

Свойства: из–за наличия структуры могут не соблюдаться основные законы жидкости, например, в двух вертикальных трубочках, соединенных между собой, возникает разность уровней (сдвиг есть, а жидкость не течет до определенного предела).                

Начальное напряжение сдвига может быть связано с взаимодействием нефти с поверхностью.

Мирзаджанзаде выявил, что газ тоже может проявлять начальный градиент, связанный с взаимодействием газа с глинистой компонентой.

 

2. Степенная жидкость. 

t=k×(dg/dt)n

При n<1 эта зависимость соответствует жидкостям, в которых структуры разрушаются.

При n>1 эта зависимость соответствует жидкостям (например, суспензиям), в которых сопротивление движению возрастает по мере движения, они с уплотняющейся структурой (по мере увеличения скорости сдвига сопротивление сдвигу увеличивается, поэтому свойства жидкости зависят от приложенного усилия).

 

Старение нефти.

Изменение зависимостей, состава нефти от времени называется старением нефти.

Когда нарушается естественное пластовое состояние, из нефти улетучиваются лёгкие компоненты и вследствие наличия тяжёлых компонентов, которые могут выпадать, изменяется её химический состав. Т.о. свойства нефти  в процессе разработки меняются.

Явление разрушения структуры при течении и восстановления в состоянии покоя называется тиксотропией.

 

3.Упруго пластические жидкости.

Это тела, которые проявляют свойства твердого тела и свойства жидкости. Если их быстро бросить на пол, то они будут прыгать, если медленно мять, то они будут пластичны.

С точки зрения рассмотренных моделей, их следствием является то, что как только на жидкость перестаёт действовать напряжение, процесс прекращается и вся затраченная работа переходит в выделяющееся тепло, энергия при этом равна нулю.

Есть жидкости, способные запасать энергию и способные производить работу по расширению - ВУСы.

                                                Вязкоупругая жидкость  

 

 


Обычная струя

 

                                                                             Работа по расширению

 

Вязкоупругие жидкости, например полимерно-молекулярные дисперсии, при снятии напряжений могут совершать работу.

ВУС (вязкоупругий состав) является аналогом ВУЖ (вязкоупругой жидкости). Они описываются моделью Максвелла.

dV/dt=1/m×t+1/G×t=1/(t+q×t),

где G – модуль сдвига;

q=m/G – время релаксации.

При малых изменениях скорости dg/dt упругость не проявляется, однако становится серьёзной с увеличением dg/dt. Т.о. в быстрых процессах характерное время процесса мало по сравнению с временем релаксации. Тело ведёт себя как упругое с модулем G.

В технологических процессах ВУЖ ведёт себя по-разному.

При медленной закачке ВУЖ заполняет пласты, а затем, при быстрой разработке, она не выходит из пласта.

Определяющим параметром для построения зависимости является отношение Dр/Q. При больших значениях этого отношения возникает аномально высокое сопротивление.

 


      Dр/Q

 

 

 

                                                  W

Применяются для водоизоляции: медленно закачиваем, быстро изменяем давление – образуется пробка, которая держит воду. Если, например, мы имеем течение в трубопроводе, то можем заметить, что когда ВУС проходит через «пережим», он легко преодолевает все препятствия в трубе и является как бы «пробкой», не дающей смешиваться жидкости.

 

 


 

                                                                       

 

Смешав полиакриломид с формальдегидом и соляной кислотой, можно получить используемый на практике гель (ВУС).

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

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

Для ньютоновских жидкостей действует следующий закон фильтрации:

w=-k/grаd(р)

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

tср»d/çgrаd(р)ç,

где d – средний (характерный) диаметр пор.

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

dg/dt»w/d, где w – скорость фильтрации.

Dр/Dх=с/d×Т×(w/d)=k/m=соnst

Рассмотрим различные формы записи для разных типов аномальных жидкостей.

I.                   Вязкопластическая жидкость (Бингамовская).

Закон фильтрации с начальным градиентом может быть записан следующим образом:

1.                              w=k/grаd(р)×(1 – G/çgrаd(р)ç  при G£çgrаd(р)ç

2.                              w=0                                         при G³çgrаd(р)ç

 

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

  w

 

 

                   i0                                     Dр/Dх

          i0grаd(р)ç  

 

 

 

 

 

 

 


     Экспл.       Нагн.

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

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

Рассмотрим следующий тип неньютоновской жидкости.

II.                Степенная жидкость.

Для степенной жидкости аномальный закон фильтрации записывается следующим образом:

grаd(р)=-с×wa-1 ×  w,

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

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

III.             Вязкоупругая жидкость.

Вязкость обоснована сопротивлением движению жидкости в пласте.

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

При малых скоростях проявляются пластические свойства.

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

Увеличение относительного сопротивления приводит к появлению такого множителя как: (1+А×(w×q/d)2), где q - время релаксации, А»10 – const, d – характерный размер.

Для вязкоупругой жидкости может быть записан закон фильтрации:

grаd(р)=-k/w×(1+А×(w×q/d)2)

Рассмотрим случай, довольно распространённый в нефтегазовой промышленности:

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

 


                               

 

 

 

 

 

 

Описание явления адсорбции пористой среды:

dс/dt=(с - с¥)/q,  (*)

 где с=k/m - коэффициент фильтрации.    

 

Когда величина равновесна:

w¥¥×grаd(р)

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

d/dх××dр/dх)=0 Þ с=с¥+(с0 - с¥)×е-t/q

Для скорости фильтрации запись выглядит следующим образом:

w=w¥+(w0 - w¥)×е-t/q

Это явление называется явлением затухания фильтрации.

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

Рассмотрим существующие механизмы, приводящие затухания:

1.                       адсорбция компонентов;

2.                       закупорка твёрдыми частицами и молекулами;

3.                       выпадение солей;

4.                       выпадение конденсатов и др.

От подобного разнообразия возможных процессов возникает необходимость их описания.

45. Изменение состава и свойств пластовых нефтей в природных условиях и при реализации процессов нефтеизвлечения.

Растворимость газов в нефти.

При небольших давлениях и постоянных температурах растворимость подчиняется закону Генри:

Vг=р×Vж,

где [a]=[м2/Н] – коэффициент Генри, учитывающий количество газа, растворяющегося в единице объёма жидкости при повышения давления на единицу.

a=Vг/(Vж×р)

 

Газ при растворении проявляет специфические свойства, например кажущееся увеличение удельного объёма жидкости:

 


v=DV/G,

где   v – кажущееся увеличение объёма;

G – масса растворённого газа.

Смысл понятия «кажущийся удельный объём» заключается в том, что приращение объёма жидкости DV не отражает истинного объёма растворённого газа в нефти, я является результатом взаимодействия молекулярных сил растворённого газа и жидкости. В химической термодинамике величину v  называют парциальным молярным объёмом.  

Характеристики растворимости газа в нефти выглядят следующим образом:

см3/см3

                                   этилен

 

                                                     СО2

                                                                 СН4

                                                                   

                                                                      N2

                                                                                  р, МПа

 

По абсциссе откладываются значения давления, по ординате – количество растворённого в нефти газа.

Растворимость газов возрастает с увеличением молекулярной массы газа. Следовательно, различные компоненты газа обладают различной растворимостью, а, значит, природный газ в природной нефти будет растворяться сложным образом.

Растворимость зависит от состава и свойств нефти. Причём растворимость газов увеличивается с повышением содержания парафиновых углеводородов, а при высоком содержании ароматических углеводородов.

Малорастворимые газы лучше подчиняются закону Генри, чем хорошо растворимые.

На растворимость газов в нефти природа газа влияет в большей степени, чем состав нефти, хотя в сжатом газе при высоких давлениях происходит обратимое растворение компонентов нефти, что видно на выполаживании кривых растворимости хорошо растворимых газов.

Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5)×10-5 м3/(м3×Па).

Углеводородные газы хуже растворяются в нефти с повышением температуры.

Кроме процесса растворения, присутствует процесс выделения газа из нефти. Растворение связано с геологическими условиями, причём сам процесс происходил длительный период. А процесс выделения связан с нашей деятельностью, и он уже краткосрочен.

Количество выделившегося газа зависит от выбора технологии:

     газ выделился и находится в контакте с нефтью (газовые шапки);

     газ выделился и мы его вывели из системы нефть-газ (с отводом).

Первый из названных способ дегазации получил название контактного, или одноступенчатого. Второй – дифференциального, или ступенчатого (многократного).

Если процесс дифференциальный, то количество остающегося в растворённом состоянии газе в нефти больше, чем при контактном (одноступенчатом). Это связано с переходом в паровую фазу метана.

Количество газа, выделившегося из нефти характеризуется кривыми дегазации. Их получают экспериментально, и для каждого месторождения существует своя кривая.

               см3/см3

                                            

            Т°; r=соnst                           

 

                                                                  

a

                                                                                           

   р, МПа

Коэффициентом разгазирования принято называть количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.

Газ может содержаться в растворённом виде и в воде. Причём растворение в обычной воде незначительно, а в минеральной резко повышается (степень минерализации начинает значительно влиять на коэффициент Сеченова при концентрации солей, превышающей 0,5 моль/л). Процессы растворения играли важную роль при миграции углеводородов и формировании залежей. 

В каком-то диапазоне давлений разгазирования не происходит.

Если газ разгазируется, то фазовая проницаемость нефти снижается.

Растворимость может сложным образом быть распределена по пласту.

Давление насыщения нефти газом.

Давление насыщения нефти газом – максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти в изотермическом процессе, в условиях термодинамического равновесия. При выделении газа происходят фазовые изменения, фазовая проницаемость уменьшается.

При разработке определяем:

1) pпл.

2) pнас.

Если pпл. близко pнас., то залежь следует разрабатывать очень аккуратно.

Давление насыщения зависит от свойств пластовой нефти:

1) от состава нефти,

2) кроме всего прочего, давление насыщения зависит от температуры и повышается с её ростом.

                                    Р, МПа

                                               23

 

 

                                               17

                                                                                     Т°

3) от пористой среды – энергетически газ выделяется на границе твердой фазы.

Если давление насыщения приблизительно равно пластовому давлению, а мы будем закачивать холодную воду, то пластовая температура снизится, а, значит, газ может выделиться за счёт снижения давления.

Степанова обнаружила, что при очень незначительном выделении газа (сотые проценты) происходит эффект смазки и фазовая проницаемость по нефти аномально возрастает.

Когда мы облучаем породу ультразвуком, начинают выделяться пузырьки газа, контроль над этим процессом позволит регулировать фазовую проницаемость. Количество выделяющихся пузырьков зависит от скелета слагаемой породы, состава пласта. Отсюда можно заключить, что давление насыщения варьируется по пласту.

 Т. о. выделение газа из нефти приводит к некоторым физическим явлениям, которые могут изменить условия извлечения нефти.

46. Вода в нефтегазовых пластах, формы нахождения и свойства.

Объёма воды в области значительно больше, чем объёма нефти.

 

 

 

 

 

 


Выделяют упруговодонапорный режим, который имеет огромное значение при разработке пласта.

Воды в настоящее время составляют основной объём добычи. На 100 т добываемой жидкости приходится лишь 15 т нефти.

Пластовые воды классифицируются на следующие виды:

 


 

 

                                                                                     

Формирование нефтяной залежи происходило следующим образом: в первоначально насыщенную водой залежь мигрировала нефть, вытесняя воду. Оставшаяся вода получила название остаточной.

Пластовыми водами занимаются гидрогеологи, но они рассматривают очень узкий круг вопросов, связанных с геохимией.

А наличие воды нельзя недооценивать. Разработчику необходимо знание о её количестве, физических свойствах, ведь на месторождении много воды внутриконтурной, контурной, закачиваемой, остаточной, в виде недоформированной залежи (особенно в Сибири).

Для примера рассмотрим классическую схему обводнения.

 


                                                                I – зависимость при

                                                                     неподвижной воде;

 

                                                                II – зависимость для

                                                                       недоформированной залежи.

 

 

 

В недоформированной залежи вода идёт сразу.

В пласте имеется и остаточная вода, исторически оставшаяся после образования залежи нефти.

Остаточная вода может находиться в различных состояниях:

S  химически связанная с породой;

S  физически связанная с породой;

S  в виде маленьких линз.

Остаточная вода влияет на:

а) фазовую проницаемость;               б)  функцию капиллярного давления;

          

 

 

 

 

 

 

в) ёмкостные свойства;

г) эффективную пористость;

Характеристика распространения остаточной воды зависит от коэффициента смачиваемости. Порода может быть гидрофильной или гидрофобной.

 

 

 


                                                                                

                            

 

 

 

 

 

                                                         

В гидрофильных породах вода сосредоточена в мелких порах, а нефть расположена в центрах крупных пор.

 

 

 

 

 

 


В гидрофобных наоборот:

 

 

 

Остаточная (погребённая вода) подразделяется на виды:

1. Капиллярно связанные воды (содержащиеся в узких капиллярных каналах, в местах сужения и пережимах пор и удерживаемые капиллярными силами);

2. Адсорбционная вода;

Она удерживается на поверхности скелета силами молекулярного взаимодействия между породой (твёрдой фазой) и жидкостью. Такая вода могла сформироваться в период донефтяной залежи.

Т.к. количество адсорбционной воды пропорционально удельной поверхности, то можно сделать заключение, что чем больше удельная поверхность, тем больше адсорбционно-связанной воды.

SiО2

 

 

 


SiО2

 

Свойства этого типа воды сильно отличаются от свойств свободной воды. Так, например, для адсорбционно-связанной воды наблюдается аномальная вязкость.

 

3. Плёночная вода;

Если порода представлена гидрофильными минералами (а таких минералов большинство, например, кварц, полевые шпаты), то образуется плёнка воды на поверхности минералов при отсутствии адсорбционной воды.

 

 

 

 

 

 

 


Количество плёночной воды зависит от доли поверхности, занятой плёнкой, и контролируется удельной поверхностью.

4. Свободная вода;

Она содержится в участках неоднородности пористой среды и по физическим свойствам не отличается от обычной.

К сожалению, по данным анализа керна дифференцировать эти виды мы не можем.

Состояние остаточной воды определяется и  свойствами: её минерализацией, коэффициентом рН  и другими параметрами. В тоже время толщина плёнки воды может составлять порядка 50 нм, и по удельной поверхности можно определить, сколько составляет плёночная вода.

Количество остаточной воды зависит от коэффициента проницаемости, причём, чем больше проницаемость, тем меньше остаточной воды.   

1gkпр

 

 

                                                

 

 S_

График относится к гидрофильным пластам.

Для гидрофобных характер зависимости более сложный. Имеется корреляционная зависимость:

S=А - В×1g(kпр/m)

С адсорбцией тяжёлых компонентов нефти увеличивается гидрофобность пластов, и зависимость становится ещё более сложной.

Когда керн поднимается на поверхность, пластовое давление падает до одной атмосферы, а это приводит к тому, что из нефти выпадают тяжёлые компоненты и гидрофобизуют пласт, что ещё больше осложняет её оценку, т.е. гидрофобность пластовая или техногенная.

Ещё одной важной составляющей является переходная зона: Н/В; Г/В; Г/Н.

Переходная зона – зона с изменяющейся насыщенностью с полностью нефтенасыщенной до полностью водонасыщенной.

 

 

 

 

 


      S_                                1     Sв

 

Переходная зона оказывает огромное влияние. Для примера рассмотрим ситуацию на месторождении Уренгоя: нефти много, но оторочка тонкая, и переходные зоны могут осложнить извлечение нефти из оторочки.

 

 


Г                                          Н   В

 

 

 

 

Приближённые оценки ширины переходной зоны можно произвести следующим образом:

Рк=Fграв Þ Рк=g×h×(rв - rн) Þ

Высота переходной зоны h определяется по формуле:

h=Рк/(g×(rв - rн))

Если капиллярное давление является функцией насыщенности, т.е. Рк=f(S), тогда:

h=f(S)/(g×(rв - rн))

Переходные зоны в газовых месторождениях больше, чем в нефтяных и зависят от плотности.

 

Физические свойства пластовых вод.

 

1.      Плотность.

Плотность пластовых вод составляет от 0,64 до 1,45 г/см3. Она зависит от минерализации и, например, для минерализации 210 кг/м3 колеблется в пределах  от 1 до 1,14 г/см3.

2.      Тепловое расширение воды.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Е=DV/(V×Dt).

Этот коэффициент характеризует изменение объёма воды при изменении температуры на единицу. Его величина небольшая и при постоянных давлениях исчисляется 18×10-5¼90×10-5 1/°С.

­При изменении давления вводят понятие сжимаемости пластовой воды (b).

3. Сжимаемость газированной воды существенна. Так для чистой дегазированной воды сжимаемость рассчитывается как

b=1/V×dV/dр

и составляет (3.7¼5.0)×10-10 Па-1.

Если в воде присутствует газ, то расчёт производят по формуле:

Sв,г=bв×(1+0.05×S),

где S – содержание единицы объёма газа в единице объёма воды.

Т.к. мы проектируем технологии, предусматривающие добывание и закачку воды (на 100 т добываемой жидкости приходится 15 т нефти и 85 т воды), то нам необходимо учитывать изменение объёма воды.

 

Объёмный коэффициент воды может быть рассчитан по формуле:

в=Vпл/Vпов

и составляет в=(0.99¼1.06).

 

С точки зрения извлечения нефти и газа большое значение принимает такой параметр как:

4. Вязкость воды.

Вязкость определяется двумя параметрами: температурой и концентрацией солей в воде.

Зависимость вязкости от температуры сильная:

   mв

  2.2

 

 

 

 

 0.2

  0                                             160             Т,°С

 

Если говорить о содержании солей, то наибольшему влиянию подвержены хлоркальциевые воды, которые изменяют вязкость в 1.5-2 раза.

При тепловых методах воздействия были обнаружены эффекты изменения вязкости. Вода становится практически дистиллированной. В результате чего изменяются её свойства.

При определённых условиях, когда мы имеем высокие температуры и давления, из воды могут выпадать соли.

 

Выпадение неорганических осадков из пластовых вод.

 

В результате неправильной разработки может происходить засоление месторождения.

Рассмотрим причины выпадения неорганических осадков в пластах:

1)      Изменение термодинамических условий;

2)      Изменение химического состава вод в процессе разработки;

3)      Смешение вод из разных водоносных горизонтов.

Было обнаружено, что основными компонентами воды, которые, выпадая, закупоривают пласт, являются: СаСО3 (известняк), СаSО4×2×Н2О (гипс), ВаSО4 (барит). Кроме того в составе осадков присутствуют: SrSО4, SrСО3, ВаСО3, МgСО3. Также в виде осадков встречаются окислы железа и другие соли.

Соли, выпадая, образуют кристаллическую структуру, которая закупоривает поры. Закупорка пор приводит к снижению проницаемости.

Образование кристаллов состоит из нескольких этапов:

1*.          Перенасыщение раствора солями;

2*.          Зародышеобразование (в качестве зародышей как правило выступают механические примеси, присутствующие в составе закачиваемой воды);

3*.          Рост кристаллов;

4*.          Перекристаллизация.

Этап могут протекать либо последовательно, либо одновременно.

Перенасыщение раствора вызвано изменением минерализации попутных вод. Реальные пластовые, закачиваемые и попутные воды – многокомпонентные водно-солевые системы. Для удаления осадков применяют различные реагенты.

 

47. Фазовые превращения углеводородных систем.

 

Фазовое равновесие в углеводородных системах.

 

Вязкость, диффузия, теплопроводность относятся к кинематическим свойствам. Остальные же – к динамическим.

Испарение, плавление, конденсация, выпадение твёрдых компонентов, переход в сверхтекучее состояние – всё это фазовые превращения.

Фазовые превращения – скачкообразный переход вещества из одной фазы в другую.

Фаза – гомогенная часть гетерогенной системы.

Рассмотрим типы фазовых превращений, иначе называемых переходами или равновесиями:

1.         жидкость-газ;

наиболее яркими примерами такого типа фазовых переходов является дегазация нефти или граница «жидкая вода – воздух, насыщенный водой» (влажность).

2.         жидкость-твёрдое тело;

здесь в пример можно привести выпадение снега (для воды) или выпадение асфальто-смоло-парафиновых веществ (для нефти).

Так при некоторых термодинамических условиях, в частности термобарических, если содержание парафина в нефти 25 весовых %, то АСПО (асфальто-смоло-парафиновые отложения) выпадают при температуре Тн=50°С; если содержание парафинов в нефти 6%, то Тн=30°.

Обычно в Западно-Сибирских областях содержание парафиновых компонентов колеблется от 3 до 4%.

Также примеров может являться и образование газовых гидратов    (вода + природный газ). Структура этого явления выглядит следующим образом: вода образует ажурную решётку с полостями, внутри которых находятся метан, этан, пропан и иногда сероводород, в результате чего создаются пробки. Для их устранения в пласт нужно закачивать огромное количество горячей нефти.

3.         жидкость-жидкость;

Для описания этого типа может послужить суспензия – отстаивание нефти, в результате чего мы имеем два слоя нефть и воду.

Теперь рассмотрим фазовые превращения применительно к нефтяной и газовой промышленности.

В пластовых условиях содержание метана может быть 25-30, а иногда и 40%. При извлечении пластовое давление снижается до нормального и происходит дегазация, в результате чего количество метана уменьшается до 5% или около того. По хроматографии количество алканов равно 22­ - 34 (по атому углерода).

Нефть характеризуется фракциями, количество которых зависит от метода возгонки и колеблется от 6-8 или 20 фракций (в зависимости от температуры кипения и прочих условий).

Для расчётов применяют следующие уравнения:

1)           Уравнение Ван-дер-Ваальса – (не на практике);

2)           Уравнение идеального газа Менделеева-Клапейрона;

3)           Уравнение Пенга-Робинсона – (не на практике);

4)           Уравнение Редлих-Квонга.

С помощью этих уравнений мы можем узнать фазовый состав нефти, с точностью до 5% выявить состав и свойства фаз.

Реальным уравнением в машинных программах является уравнение Пенга-Робинсона (уравнение Ван-дер-Ваальса для смесей). В химической промышленности для расчётов служат такие уравнение как UNIFAC, UNIKVAC (?), их единственным недостатком является то, что их можно использовать до давлений в 50 атм.

Были и иные уравнения, например уравнение, предложенное Брусиловским, но выше названные имеют более широкое применение.

Рассмотрим вопрос отличия фаз:

Отличие жидкости от твёрдого тела в том, что твёрдое тело даёт кристалл – упорядоченную структуру. Жидкость – неупорядоченная система, имеющая «пустотные ячейки», и чем их больше, тем меньше плотность жидкости.

Графическим представлением фазовых переходов являются кривые фазовых превращений.

    Р                                           С 

 

 

 

                               Г

                                                

   Т

 

 

 

Точка Т – тройная точка, т.е. условия одновременного существования трёх фаз; Точка С – критическая точка, т.е. отображающая условия возможности существования только одной фазы.

 

48. Физика процессов вытеснения нефти водой, роль микросил в процессах вытеснения.

Как учитывать свойства пласта при проектировании и анализе? Приток флюида осуществляется благодаря энергии пласта, связанной с напором краевых вод, напором газа в газовой шапке, энергии газа, который растворён в нефти и выделяется при снижении давления, упругости пород и гравитационной энергии. Доминирующая энергия определяет определённый режим.

В результате возникновения сил воздействия полная энергия начинает расходоваться на их преодоление. Эти силы:

          сила гидравлического сопротивления, которая препятствует движению  флюидов, пропорциональная скорости потока и вязкости жидкости; (эта сила аналогична силе трения в трубах, но т.к. наличествуют различные гранулы и шероховатости, то процесс сильно осложнён);

          капиллярные силы, которые приводят к тому, что сплошная нефтяная фаза начинает разбиваться на отдельные капли (глобулы), по всей поверхности которых действуют  капиллярные силы, и закупоривают  пласт;

          поверхностные силы (возникающие на границе нефть-жидкость) имеют различную природу и молекулярный характер, связанный с магнитными, электрическими и расклинивающими силами (силами Дерягина), проявляющимися в тонких капиллярах. В результате действия поверхностных сил часть нефти будет адсорбироваться и фильтрация будет затухать;

           электрокинетические явления, связанные с возникновением электрических явлений при движении жидкости через пористую среду.

Если фильтровать воду через керн и измерять разность потенциалов, то будет определяться дополнительная нагрузка.

Электрокинетические явления связаны с явлениями электроосмоса и электрофореза.

При движении жидкости возникает разность потенциалов – явление электрофореза. Справедливо и наоборот, при приложении разности потенциалов возникает движение жидкости – явление электроосмоса.

Если возьмём дисперсию, например, буровой раствор, и приложим разность потенциалов, то возникнет движение её твёрдых частиц.

Расход жидкости под действием электрического поля записывается через формулу Гельмгольца-Смолуховского:

v=S×x×D×h/(4×p×m),

где S – суммарная площадь поперечного сечения капиллярных каналов;

 x - дзета-потенциал;

 D – диэлектрическая проницаемость;

 h – градиент потенциала dU/d1;

 m - вязкость жидкости.

 

Знание этой зависимости даёт возможность управлять процессом фильтрации с помощью электрического поля.

Рассмотрим влияние капиллярных сил:

Рк=соsq/rк.

Система, состоящая из двух капилляров, даёт следующую картину:

                               r1

Н 

                                           В

                                        r2

 

Вытеснение пойдёт по узкому капилляру. Оно опередит вытеснение по широкому капилляру и в нём останется нефти и газ. Существует определяющий критерий:

Например, Рк~0.5 ат; DРг=50 ат. Из закона Дарси w~grаd(р). Этот факт реализуется на расстоянии 1~100 м. Тогда:

DРг/D1»50/100=0.5 ат/м;

Рк/D1=0.5/10-3=5×102 ат/м.

Т.е. капиллярный перепад оказывается доминирующим при вытеснении нефти и газа водой. Этот факт сказывается на явлении пропитки и характеристиках заводнения пласта.

 

  S

         ост. н/г

 

               В        В+Н/Г

                                                                Для гидрофильного пласта.

                  I           II                     III

    rс                                                    х      

 

 х – расстояние от нагнетательной скважины.

Выделяются 3 зоны:

I.         - характеризует полную промывку пласта водой, т.н. промытая зона. В промытой зоне подвижна только вода, нефти и газ при этом – остаточные, неподвижные. Эта зона возникает при длительной эксплуатации залежи.

II.        - переходная зона, или зона смеси вода/нефть, в ней движутся и нефть, и вода, т.е. происходит двухфазная фильтрация.

III.       – зона, где движется только нефть, воды там пока нет.

Было выявлено, что капиллярные силы контролируют размер переходной зоны в пласте и остаточное нефтегазонасыщение в промытой зоне.

Изменение картины вытеснения в случае инверсии капиллярных сил выглядит следующим образом:

 

Рк  +

 

 


S

 

 

Рк   -
Если пласт гидрофобный зависимость S(х) иная:

 


S

 

 

 

                                                           х

Изменение в следующем:

1.       полностью исчезает промытая зона;

2.       переходная зона занимает практически весь пласт.

Из этого можно сделать вывод, что заводнение в гидрофобных пластах неэффективно.

49. Виды остаточной нефти в залежи.

 

S

   1        Sоr

Sпр                                                                             1 – Sпр=Sоr,

                                                    где Sпр – насыщенность промытой зоны.

 

 

 

Оценено, что количество остаточной нефти в пластах более 60%.

Такой определяющий параметр, как коэффициент извлечения, рассчитывается по формуле:

hкин=bв×yохв,

где bв – коэффициент вытеснения; yохв – коэффициент охвата.

 

Физический смысл коэффициента вытеснения таков: это доля порового пространства, из которого прошло вытеснение нефти:

b=(Sнач – Sоr)/Sнач.

Эта величина стандартизированная и определяется для любого месторождения.

Коэффициент охвата характеризует долю объёма пласта, охваченного процессом воздействия.

Т.о. произведение этих двух коэффициентов учитывает с одной стороны объём, на который происходит воздействие, а с другой стороны – степень этого воздействия.

Коэффициент нефтеотдачи мал и составляет величину менее 0.4. Остаточная доля значительно больше и рассчитывается как:

1 - hкин=hост~0.6.

Это означает, что более 60% нефти и 40-50% газа остаются в недрах на момент завершения разработки.

 

Рассмотрим виды остаточной нефти:

3.           Нефть, которая оказалась неохваченной процессом вытеснения.

Все наши залежи – неоднородные объекты, коэффициенты пористости и проницаемости изменяются в широких диапазонах, и в некоторых залежах из-за неоднородности фильтрации не происходит, возникает отсутствие охвата.

 

 

 

 


                                                                                             Образуется линза.

         

 

 

Рассмотрим эксплуатационные объекты[1]:

 

 

                 фильтр

 


                               k1

 

                               k2

 


                               k3

            

 

Пласты могут выклиниваться на расстояниях между скважинами и охват будет неполный.

Происходит техногенное изменение пласта в околоскважинных зонах и это приводит к блокированию запасов и уменьшению охвата воздействия. 

Даже в однородном пласте коэффициент охвата не равен единице.

 


                                                            неохваченная зона

 

 

 

 

 

Это связано с тем, что скважины – точечные источники и стоки. По этой причине в последнее время стараются использовать горизонтальные скважины, которые дают больший охват, т.к. они являются протяжёнными источниками и стоками.

                                                    Характеризующим параметром

                                                                  является отношение mн/mв.

                                                                  Чем больше это отношение,

                                                                  тем уже эти «лепесточки».

 

 

Идеальный случай полного охвата выглядит следующим образом:

 

 

 

 

 

 

 


                             наг. скв.                           экс. экв.

 

Т.к. скважины у нас небольшого диаметра, мы не можем достигнуть полного охвата.

Если у нас в залежи есть сверхпроводящий путь, то как бы мы не сгущали сетку, нефть всё равно пойдёт по сверхпроводящему пути. Это связано с палеологическими руслами рек, крупнообломочными фациями.

 

 

 

 

 

 


Таким образом, охват процессов воздействия контролируется природными и технологическими факторами.

4.                       Коэффициент нефтеизвлечения зависит от остаточной и начальной нефтенасыщенности:

Sнач=1 – Sост.

Остаточная нефть представляет из себя комплексный параметр, который состоит из ряда отдельных составляющих.

Остаточное нефтенасыщение делится на виды:

1)                    Капиллярно-защемлённая остаточная нефть;

2)                    Адсорбированная остаточная нефть;

3)                    Плёночная остаточная нефть;

4)                    Остаточная нефть микронеоднородных зон и тупиковых пор;

5)                    Остаточная нефть, которая образовалась в результате неустойчивости процессов вытеснения.

В зависимости от того, какой вид преобладает должна быть подобрана технология доразработки. Разные типы характеризуются различными видами доразработки.

Рассмотрим типы остаточной нефти и механизмы их образования.

50. Капиллярно-защемленная остаточная нефть.

 

Разветвлённые капли – ганглии – капли остаточной нефти. Они занимают размеры от размера пор до нескольких десятков и даже сотен размеров пор.         40-200 мкм. Форма капель возможна 3 видов: синглеты (преобладающая), дуплеты, триплеты.

 

 

 

 

 

 


Рассмотрим свойства этого типа нефти.

Эта нефть не представляет из себя сплошной фазы, она прерывиста.

Ей количество зависит от:

     структуры порового пространства, причём, чем более разветвлена структура порового пространства, тем больше капиллярно-защемлённой остаточной нефти.

 


                                                              Разветвлённость характеризуется

                                                                        координационным числом.

 

 

 

Для разветвлённости такого типа характерно бимодальное распределение.

                   % встр.

 

 

 

 

 

                             rк                 rп                    r

Если rп>>rк, часть нефти остаётся в порах.

Так для Волго-Уральской области на одну пору приходятся 3-4 капилляра, а на месторождениях Сибири весьма неблагоприятное координационное число составляет ~30-50, т.е. на одну пору приходится до 50 капилляров.

 

 разницы между dк и dп                                          dк

Эти диаметры иначе называются                

медианными диаметрами.

                                                                                dп

                                     

                     

Снова рассмотрев бимодальное распределение, можно сделать вспомогательный вывод, приводящий к тому что чем больше разница медианных диаметров, тем сильнее проявляются эффекты защемления. Значит, даже в пластах, имеющих большую проницаемость, но сложное строение внутрипорового пространства, коэффициент нефтеизвлечения будет маленький.

 

 смачиваемости.

Смачиваемость проявляется преимущественно в гидрофильных пластах. В гидрофобных пластах присутствует иной тип.

Оценка количества капиллярно-защемлённой нефти осуществляется следующими параметрами:

Þ    Распределение количества ганглий по размерам;

 


Кол-во

капель

%

 

 

                                                         размер

Диапазон размеров капель широк и исчисляется сотнями мкм.

Þ    Количественно эффекты защемления характеризуются отношением перепада капиллярного давления к перепаду гидродинамического давления (DРк/DРг).

 Если мы будем увеличивать гидродинамический перепад, то крупные капли начнут дробиться и интегральная кривая измениться:

 


%

 

                                                          Стрелка указывает на увеличение

                                                                                        grаd(Рг)

                                        grаd(Рг)

                                                         d, мкм

 

В результате появится единичный для всех размер – синглет (средний размер пор). Как только все поры раздробятся и займут средний размер пор, произойдёт уменьшение размера капиллярно-защемлённой нефти и, затем, довытеснение. 

DРк/DРг~Nеа

Величина, характеризующая отношение перепадов, получила название капиллярного числа (Nеа).

В зависимости от Nеа мы имеем различные режимы вытеснения капиллярно-защемлённой нефти:

                            Sоr

 

 

 

 

                                       I             II               III

 

                                                                                       Nеа

I режим – чисто капиллярный режим образования остаточной нефти. Капиллярные силы полностью контролируют защемление нефти. Гидродинамического перепада недостаточно, чтобы протолкнуть защемлённую нефть в порах. Всё определяется структурой порового пространства и структурой смачиваемости. Так происходит до некоторого критического значения.

II режим  - капиллярный напорный режим. Гидродинамического перепада достаточно, чтобы протолкнуть наиболее крупные ганглии нефти и вывести их из системы.

III режим - автомодельный режим. Начиная с некоторого критического значения вся защемлённая нефть вытесняется и остаётся только прочно связанная со скелетом нефть.

Все три режима зависят от отношения капиллярного давления к гидродинамическому.

Поведение на месторождении таково:

 

                                                 I

 

                                                  II, I

 

                                          II, III

 

 

 

                                наг. скв.              экс. скв.

 

В области, удалённой от стенки скважины, реализуется I режим. Т.о. область реализации режима зависит от технологии извлечения. В частности, от плотности сетки. Причём, чем больше расстояние между скважинами, тем больше область, где реализуется I режим, следовательно там самая низкая степень вытеснения, т.к. содержание остаточной нефти наибольшее.

 

Таким образом, сгущая сетку, можно доизвлечь нефть. Но можно взять и горизонтальную скважину или произвести гидроразрыв.

Также, можно заменить нагнетательные скважины эксплуатационными и таким образом заменить действующий градиент давления.

 

 

 

 

 


Действующий градиент давления можно изменить форсированным отбором жидкости. При этом часть защемлённой нефти увлекается на вытеснение.

Но, начиная с определённого градиента, пласт разрушается, идёт деформация. Зато мы можем изменять Рк. Для этого, например, в пласт закачиваются ПАВ, различные мицеллярные растворы.

Среднее значение капиллярно-защемлённой нефти составляет 30-40%. Если общее нефтенасыщение колеблется от 90 до 40%, то можно видеть, что количество данного типа остаточной нефти значительно. Поэтому ищутся различные подходы к её извлечению.

 

 

51. Адсорбированная и пленочная остаточная нефть

 

 

Чем больше удельная поверхность и чем больше коэффициент глинистости, тем больше проявляются адсорбционные свойства пласта. Поэтому, часть внутрипоровой поверхности занята плёнкой воды, а часть – адсорбированными смоло-асфальтенами.

 

Смоло-асфальтены

 

Эти компоненты прочно удерживаются силами поверхностного взаимодействия.

Адсорбированная нефть является неподвижной при любых гидродинамических условиях и,  в отличие от капиллярно-защемлённой, обладает и другими свойствами:

1.      повышенной плотностью по отношению к исходной;

2.      химическим составом, отличным от исходного (~100% смоло-асфальтены);

3.      свойства на границе раздела фаз отличаются существенно, т.к. меняется вязкость.

 

Академик Дерягин, изучая свойства жидкости в маленьких капиллярах, где толщина соизмерима с радиусом, обнаружил аномальные явления. Например, вода, помещённая в такой маленький капилляр, приобретает такие свойства, как замерзание при температурах, отличных от 0°, изменяют также плотность и вязкость. Что касается свойств нефти, они меняются ещё сильнее.

В обычных месторождениях такой нефти немного 5-15%, но есть объекты, в которых она присутствует в больших количествах, например, если месторождение подверглось разрушению. Т.е. покрышка разрушилась, лёгкие  углеводороды улетучились, а тяжёлые адсорбировались, а затем покрышка снова восстановилась.

 

 

 

 

 

 

 


 Так возникают битумные залежи – промышленные объекты, которые могут быть разработаны. Свойства нефти таких залежей близки к свойствам адсорбированной нефти. Такую адсорбированную нефть мы можем извлечь только с помощью сильных химических растворителей (реагентов).

Профессор Колбыч предсказал, что к 2020 г. простые запасы станут не основным источником, а их место по важности займут газогидраты, битумы, высоковязкие нефти.

 

Адсорбированные, тяжёлые углеводороды могут содержаться и в газовых залежах (до 30%), в таких как Астраханское, Ухтельское и другие месторождения.

 

3) Следующий вид остаточной нефти – плёночное остаточное нефтенасыщение.

 

 

 

 


                                                            Адсорбированные

                                                               углеводороды

 

Адсорбированная поверхность – гидрофобная поверхность, т.е. она хорошо смачивает углеводородную фазу (в частности нефть) и образует плёнку. Плёнка покрывает эту самую поверхность, образуя переходные зоны, с отсутствием промытых зон. В процессе вытеснения плёнка истончается, вытягиваясь в нить.

Зависимость объёма прокачанных пор от нефтенасыщения выглядит следующим образом:

Sоr

 

 

 

 

 

                                             5000         Vп

Остаточное нефтенасыщение не достигается, т.к. хотя плёнка истончается, но продолжает вытесняться и вытягиваться.

С точки зрения заводнения, наличие плёночной нефти – отрицательный факт. Обычно заводнение проводится до 2-3 поровых объёмов, а приемлемо минимальное значение остаточной нефтенасыщенности не достигается и при величина в 5000 поровых объёмов.

Для доизвлечения плёночной нефти можно использовать химические реагенты, изменять смачиваемость, закачивать неполярные жидкости.

Плёночная остаточная нефть в основном присутствует в пластах со смешанной смачиваемостью.

52. Остаточная нефть неустойчивого вытеснения.

Остаточная нефть неустойчива к процессам вытеснения при закачке воды.

 


                                                                        Фронт вытеснения  

 

 

При определённом соотношении вязкостей mв и mн начинают происходить нежелательные явления.

Так, если вязкость нефти превышает вязкости воды в 50 раз, т.е. mн~50×mв, то образуются «прорывные пальцы». Вода прорывается вперёд, а нефть остаётся по бокам. Картина при этом следующая:

 

 

 

 

 

 


Таким образом могут возникать древовидные структуры:

                                  не вытесненная нефть

 

 

                                вода

 

 

Неустойчивое вытеснение происходит по зонам неоднородности. Такой прорыв характерен для высоковязких нефтей, но может проявляться и при вытеснении маловязкой нефти газом.

53. Физические принципы доизвлечения остаточной нефти.

54. Техногенные изменения нефтяного пласта при разработке.

Изменение давления, температуры. См. предыдущие лекции.

55. Физические принципы повышения продуктивности скважин.

 

Общая ситуация в стране весьма плачевная, т.к. средний дебит составляет порядка 7.8 т/сут, а при определённой цене средний рентабельный дебит в мире – 10т/сут .

Факторы закрытия многих скважин:

1*.        Дармовые скважины от СССР;

2*.        Их нерентабельность.

В результате около 35000 скважин, которые могут давать продукцию, остановлены. Это 1/3 всех российских скважин.

Отсюда можно сделать вывод: это колоссальное количество, ведь во всём Газпроме около 7 тысяч скважин, а по нефтяным объектам 35 тысяч скважин простаивают.

Поэтому перед нами стоит проблема доведения скважин до кондиционных значений.

Основные причины снижения продуктивности с точки зрения физики пласта – техногенное снижение абсолютной проницаемости пласта и существенное снижение фазовой проницаемости пласта.

Одним из основных факторов снижения абсолютной проницаемости является засорение призабойной зоны механическими частицами;

Засорение приводит к тому, что поры пласта закупориваются частицами и происходит резкое снижение абсолютной проницаемости.

Существует много причин и механизмов возникновения частиц:

@         блокировка пласта частицами техногенных жидкостей (например, буровых растворов, жидкостей улучшения скважин, жидкостей ГРП и иные суспензии[2]);

@         Кроме того, источником являются частицы, содержащиеся в закачиваемой воде. Для поддержания пластового давления используют поверхностные воды, которые содержат поверхностные частицы.

@                Американские учёные установили, что концентрация поверхностных частиц должна быть £15 мг/л. Но если для примера взять старые районы Москвы, то там концентрация гораздо больше 15 мг/л.

Т.о. дополнительным источником твёрдых частиц являются ржавчина, старая краска, консистентная смазка и другие техногенные воздействия.

@       Воды, попадая в пласт, могут образовывать солевые частицы.

@       Есть частицы, которые образуются благодаря сульфатредуцирующим бактериям, которые в процессе жизнедеятельности закупоривают пласт.

 

 

 


Все вышеперечисленные факторы приводят к кольматации (закупорке) пласта. С точки зрения повышения нефтеотдачи пласт нужно декольматировать.

 

Существуют два механизма кольматации:

1)     Сводообразующая кольматация, когда частицы образуют своды (мостики), которые перекрывают поровые каналы.

Критерием в этом случае является отношение rчаст/rкап. При определённом соотношении происходит потеря проницаемости пласта: rчаст/rкап~2-3.

2)     Кроме сводообразующей кольматации существует кольматация с образованием кольматированной пористой среды.

Образуются коагуляции частиц, являющиеся агрегатом для закупорки пор. Он характерен для частиц малого размера  и распространён в глинистых коллекторах.

Помимо эффекта чисто механической закупорки, в этом случае проявляются и силы взаимодействия между отдельными частицами. Эти силы определяются электрическими, поверхностно-молекулярными взаимодействиями.

Принципы декольматации в этих двух случаях различны. В первом случае, уничтожение сводообразования возможно механическим воздействием; во втором, помимо механических воздействий, связанных с закупоркой, нужны методы регулирования сил взаимодействия между частицами, а это возможно благодаря использованию физико-химических методов декольматации, и эти методы довольно эффективны.

 

Помимо кольматации сильное влияние на проницаемость оказывает эффективное напряжение:

kпр

 

 

 

                                       

 

 

 sэф

Многие современные технологии не учитывают этих явлений. Например, существует технология декольматации с помощью знакопеременных значений давлений (депрессии и репрессии).

 


     Р+

 

                                                               t            Это т.н. «эффект вантуза».

                                                    

     Р-

 

Если не учитывать влияния эффективного напряжения, то при реализации такого метода (если деформация идёт по упругопластическому или пластическому механизму) вместо того, чтобы раскупорить пласт, произойдёт необратимая деформация, которая закупорит пласт.

 


     kпр

 

 

 

                                                      

 

 sэф

 

Кроме твёрдой фазы, имеют место процессы поражения жидкой и твёрдой фазы.

Фазовая проницаемость меняется за счёт целого ряда факторов:

1.      в процессе вскрытия пластов жидкая фаза внедряется в пласт, образуя зону возникновения фильтрата. Эта зона заполнена смачиваемой жидкой фазой, и, когда мы разрабатываем пласт, происходит обратное вытеснение жидкой фазы. Но т.к. свойства пластовой воды и жидкой фазы различны, то обратное вытеснение происходит не полностью.

2.      В процессе проникновения фильтрата фазовая проницаемость по нефти снижается. А в процессе разработки растёт до значения S¢.

Разница между первичной остаточной водой и вторичной приводит к потере фазовой проницаемости. В результате этого часть пор в околоскважинной зоне останется занятой смачивающей фазой, и она резко снижает пропускную способность околоскважинных зон.

                            f

                                              fн

 

 

 

 

                            

                                 S_    S¢                           S*       S

 

Какие же существуют подходы?

Наиболее распространён подход к уменьшению влияния флюида в околоскважинной зоне – снижение капиллярного давления.

Рк

 

 

 


                                                              S

 

 


Это возможно реализовать путём обработки ПАВ околоскважинной зоны, но можем произвести снижение капиллярного давления и более радикально – гидрофобизовать капиллярную зону. Если будет накапливаться несмачивающая фаза, то будет расти пропускная способность пласта.

В околоскважинных зонах возникают капиллярные концевые эффекты. Их название сложилось так: на конце образца происходит скачок водонасыщенности.

                     

      Sв

 

Когда происходит обводнение пластов, то водонасыщенность в пласте и околоскважинной зоне различно, причём в околоскважинной зоне происходит скачок.

Это обуславливает необходимость регулирования капиллярного давления в околоскважинной зоне.

Если у нас пласт гидрофобный, то в околоскважинной зоне водонасыщенность меньше, чем в пласте.

 

           

     Sв

 

Таким образом регулирование концевых эффектов сводится к регулированию капиллярных свойств околоскважинной зоны.

Следующий важный фактор – эффекты выделения газа в околоскважинной зоне.

В призабойной зоне давление падает следующим образом:

 

                    Рпл

 

 

                  Рнас

 

                                Рз

 

И если забойное давление меньше давления насыщения, то начинает выделяться газ. Выделение газа при обводнённости пласта вводит нас в трёхфазную границу фильтрации, вследствие чего происходит резкое снижение фазовой проницаемости, закупорка пласта, и, как результат, падение дебитов.

Можно поднять забойное давление, но дебит снизится. Поэтому существуют оригинальные технологии, связанные с импульсным снижением давления. В результате выделенный газ расширяется и свободно уходит из скважины. Так происходит периодическая очистка скважины.

В принципе падение забойного давления ниже давления насыщения – нежелательный результат.

   Рпл

 

 

 

 

    Рз

Кроме газа в призабойную зону могут выделяться и другие флюиды. Так в призабойной зоне при снижении давления изменяется температура, что приводит к выпадению смоло-асфальтеновых компонентов и дальнейшей закупорки пласта. Аналогичным образом происходит закупорка парафинами.

Выход из такой ситуации – подогрев. Температура является основным инструментом для обработки призабойных зон залежей высоковязких нефтей.

Используются такие методы как: паротепловые методы, электропрогрев, закачка взрывных компонентов с выделением тепла, горение, закачка взрывчатых веществ с дальнейшим поджигом и т.п.

При планировании технологий необходимо учитывать такой ранее обсуждённый нами раздел – тепловое объёмное расширение пласта. Так паротепловая обработка может произвести разрушение пласта с выносом песка и других компонентов.

Рассмотрим газовые скважины.

На Астраханском месторождении пластовое давление составляет порядка сотни атмосфер. Проницаемость при этом низкая, а, значит, для хорошего дебита нужно низкое забойное давление. Но это может привести к выпадению конденсата, что снизит фазовую проницаемость. Толком хорошего способа не существует. Но, накапливаясь, с какого-то критического значения конденсат приобретает подвижность и выходит из скважины.

Газовые месторождения разрабатываются на истощение пластовой энергии, в результате чего пластовое давление снижается, что приводит к снижению проницаемости и падению дебитов. Скважина становится нерентабельной, даже при большом объёме остаточного нефтегазонасыщения.

 

 

 

 

56. Методы изучения природной и остаточной нефтенасыщенности.

 

Наиболее распространённым и применимым методом оценки является – анализ керна.

 

 

 


                                                                    Керн отбирается из пласта

                                                              с помощью специального долота,

                                                              транспортируется на поверхность

                                                              и изучается.

 

 

При анализе керна определяется Sоr~20-25%, но при анализе  баланса мы имеем иные значения.

Т.к. пластовое давление меняется на атмосферное (для керна), то возникает градиент давления:

например, 1=0.05 м, тогда перепад - 200/0.05×40×102 ат/м,

но ни в одной точке пласта такого большого градиента не возникает. Т.е. компоненты, которые могли быть вытеснены, будут вытеснены, а адсорбированная, плёночная и тупиковая нефти останутся.

По мировым стандартам: значение 28% является переходным для порога рентабельности. Но наши реальные значения часто тому не соответствуют, и даже если крен даёт лучшие результаты, анализ баланса тому противоречит.

Американские учёные ввели новый способ оценки. Образец в загерметизированном виде поднимается на поверхность, замораживается жидким азотом, после чего транспортируется в лабораторию, где дезинтегрируется и размораживается при определённых условиях.  Лёгкие углеводороды при этом улетучиваются или втекают. Затем, проводят анализ того, что осталось и того, что вытекло. В результате была сделана реальная оценка остаточной нефти – остаётся до 60%.

В нашей стране была применена эта технология, когда был отобран керн на Луне.

Но, всё же, это дорогой, хотя и единственный способ реальной оценки содержания остаточной нефтенасыщенности. По большей части его применяют на заводнённых пластах. Технология с герметизацией – базовая.

Существую и более простые модификации.

1.                  В колонковую трубу вставляется специальная манжета из высокопористого губчатого (резинового) материала.

                                                        В процессе взятия образца керн окружён

                                                         этой резиновой губкой и при подъёме

                                                         керна нефть улавливается ею.

                                                        При анализе определяется суммарная

                                                        нефтенасыщенность:

                                                                         Sоr=S(Sоrк+Sоrгуб)

                                                         Эта технология более дешёвая, но и менее надёжная.

 

 

2.                       Для взятия керна из высокопарафинистых месторождений.

На Житебае, Узени был применён метод взятия керна на охлаждённом буровом растворе. В результате выпадения парафина керн загерметизируется.

 Рассмотрим и другие методы оценки.

Геофизические методы.

 

В отличие от анализа керна это методы косвенные.

Для использования этого метода необходимо установить связь между остаточной нефтенасыщенностью и геофизическими методами.

Г.М=f(Sоr)

Обычно эту связь устанавливают благодаря корреляционной связи, с предварительным определением нужного параметра. Сначала находят Sоr(керн), затем ГМ(керн). Далее строятся геолого-гидродинамические модели, определяются запасы, определяется остаточная нефтенасыщенность и т.д.

Так для определения зависимостей используется метод электрического сопротивления.

Sor=1 – ((rвkп-m)/rпл)1/n,

где  rв – удельное электрическое сопротивление пластовой воды, которое зависит от степени минерализации;

 rпл – удельное сопротивление пласта, которое зависит от содержания остаточной нефти;

m, n – коэффициенты, определяемые эмпирическим способом на основе анализа геофизических данных;

m – литологический коэффициент;

n – коэффициент смачивания.

Изучение электрического сопротивления позволяет оценить остаточную нефтенасыщенность.

При подъёме керна на поверхность могут выпадать смоло-асфальтеновые фракции в самом керне, что приводит к изменению смачиваемости, поэтому параметр смачиваемости n в керне может не совпадать с n в пласте. Поэтому такие технологические оценки дают большие погрешности и не могут устроить специалистов с точки зрения оценки информации.

Поэтому в зарубежной практике используют специальные технологии, которые называются «технологиями регулированного воздействия на призабойные зоны».

Геофизические методы изучают пласт на расстоянии порядка 1 м (малоглубинные), следовательно, для увеличения достоверности, в эту зону закачивают различные растворы, имеющие отличные друг от друга геофизические свойства (например, солёность), и проводят анализ. Из анализа получают различные уравнения и составляют их комбинации. Решая три уравнения, аналитическим методом избавляются от неизвестных параметров m, n. Такая технология получила название «каротаж-закачка-каротаж». Благодаря этому методу было определено, что на Ромашкинском месторождении Абдурахмановской площади Sоr=45%.

Этот способ оценки гораздо лучше по точности предыдущего. Но вода может содержать аномальные борные ионы и т.п. аномальные свойства, что может осложнить оценку.

 

 


1 м

 

                        

«Индикатор обратной промывки» - способ использования активного химического индикатора. Он был реализован в Канаде и Соединённых штатах и показал себя высокоэффективным.

 


 

 

 

                                         

 15 м

Это довольно глубинный метод, т.к. от стенки скважины изучение уходит на 15 м.

В качестве индикатора используется раствор этилового спирта в пластовой воде. В результате происходит гидролиз и последующее изменение химического состава, причём чем больше Sоr, тем сильнее идёт изменение состава.

Скважину закрывают на 10-15 суток, в это время идёт изменение химического состава индикатора, после чего проводят анализ индикатора.

 

с, г/л                         t

 

 

                 I                                II

                                                                

                                                                     t

I – первичный индикатор;

II – вторичный индикатор (изменённый, полученный).

 

Время поступления остаточного индикатора связано с остаточной нефтенасыщенностью Sоr.

Этот способ показал хорошие результаты и удачные соответствия фактическим данным.

В некоторых арабских странах есть коллектора с хорошей пористостью kп~30% и лёгкой нефтью. В результате замещения нефти водой плотность уменьшается. Французы воспользовались этим свойством: в скважину опускают гравиметр и по различию показаний определяют остаточную нефтенасыщенность Sоr. Этот метод даёт возможность оценить Sоr при условии высокой пористости (~30%).

57. Принципы физического моделирования процессов вытеснения.

58. Режимы образования остаточной нефти.

 

 

Эффективные напряжения. В реальных геологических условиях на пласт действует горное давление.

                        Рг

 

 

 

 

Это горное давление воспринимается порами и флюидом:

                                                               

 

      sэф        

Pпл                                                   

 

 

 

Рг=sэфпл

Когда в процессе разработки происходит изменение Рпл, происходит рост эффективных напряжений, т.к. Рг – величина постоянная.

При равномерно напряжённом состоянии значение эффективных напряжений может быть вычислено по следующей формуле:

sэф=(s1+s2+s3)/3

 

Т.е. в процессе разработки залежи происходит изменение эффективных напряжений, что приводит к тому, что свойства пласта (например, m, kпр) оказываются не такими, как до разработки:

m=m0×-a×sэф)

m=m0×s-a

kпр=kпр.0×е-b×sэф

kпр=kпр.0×s-b,

где a, b - коэффициенты, характеризующие m или kпр.

Закон фильтрации при действии эффективных напряжений выражается формулой:

V=k(s)/grаds

dр=-dsэф

Если мы имеем степенную зависимость, то закон фильтрации запишется следующим образом:

V=k×s1-s/ds/dх.

В процессе разработки изменятся и закономерности фильтрации (движение флюидов).



[1] Эксплуатационный объект – группа скважин, объединённая в один объект разработки.

[2] Суспензии – вещества, содержащие дисперсную среду.

Просмотрено: 0%
Просмотрено: 0%
Скачать материал
Скачать материал "Ответы по физике на экзамен"

Методические разработки к Вашему уроку:

Получите новую специальность за 2 месяца

Менеджер образования

Получите профессию

Фитнес-тренер

за 6 месяцев

Пройти курс

Рабочие листы
к вашим урокам

Скачать

Скачать материал

Найдите материал к любому уроку, указав свой предмет (категорию), класс, учебник и тему:

6 624 754 материала в базе

Материал подходит для УМК

Скачать материал

Другие материалы

Вам будут интересны эти курсы:

Оставьте свой комментарий

Авторизуйтесь, чтобы задавать вопросы.

  • Скачать материал
    • 25.11.2020 2138
    • DOCX 1.5 мбайт
    • 21 скачивание
    • Оцените материал:
  • Настоящий материал опубликован пользователем Кручинина Алёна Сергеевна. Инфоурок является информационным посредником и предоставляет пользователям возможность размещать на сайте методические материалы. Всю ответственность за опубликованные материалы, содержащиеся в них сведения, а также за соблюдение авторских прав несут пользователи, загрузившие материал на сайт

    Если Вы считаете, что материал нарушает авторские права либо по каким-то другим причинам должен быть удален с сайта, Вы можете оставить жалобу на материал.

    Удалить материал
  • Автор материала

    Кручинина Алёна Сергеевна
    Кручинина Алёна Сергеевна
    • На сайте: 4 года и 3 месяца
    • Подписчики: 0
    • Всего просмотров: 2979899
    • Всего материалов: 3812

Ваша скидка на курсы

40%
Скидка для нового слушателя. Войдите на сайт, чтобы применить скидку к любому курсу
Курсы со скидкой

Курс профессиональной переподготовки

HR-менеджер

Специалист по управлению персоналом (HR- менеджер)

500/1000 ч.

Подать заявку О курсе

Курс повышения квалификации

Актуальные вопросы преподавания физики в школе в условиях реализации ФГОС

72 ч.

2200 руб. 1100 руб.
Подать заявку О курсе
  • Сейчас обучается 221 человек из 64 регионов

Курс профессиональной переподготовки

Педагогическая деятельность по проектированию и реализации образовательного процесса в общеобразовательных организациях (предмет "Физика")

Учитель физики

300 ч. — 1200 ч.

от 7900 руб. от 3950 руб.
Подать заявку О курсе
  • Сейчас обучается 36 человек из 21 региона

Курс повышения квалификации

Теоретическая механика: векторная графика

36 ч. — 180 ч.

от 1580 руб. от 940 руб.
Подать заявку О курсе

Мини-курс

Этапы развития речи: от первых звуков до полноценной коммуникации

4 ч.

780 руб. 390 руб.
Подать заявку О курсе
  • Сейчас обучается 103 человека из 43 регионов

Мини-курс

Искусство понимания: техники успешной жизни, отношений и бизнеса

4 ч.

780 руб. 390 руб.
Подать заявку О курсе

Мини-курс

Фундаментальные принципы здоровья и двигательной активности

2 ч.

780 руб. 390 руб.
Подать заявку О курсе