Контрольні питання

1. Нарисуйте графік зміни температури надр Землі з глибиною. Запишіть рівняння геотерми.

2. Внаслідок чого змінюється температура флюїду під час фільтрації в пласті?

3. Як визначити втрату теплоти через покрівлю пласта?

4. Нарисуйте розподіл температури в пласті під час нагнітання в нього гарячої води на різні моменти часу. Поясніть.

15 Особливості фільтрації неньютонівських рідин

15.1 Порушення закону Дарсі за малих градієнтів тиску

Лабораторними та промисловими дослідженнями встановлено, що закон Дарсі може порушуватися крім верхньої межі (див. підрозд. 1.3) також у нижній межі за малих градієнтів тиску (рис. 15.1). Порушення в нижній межі зумовлено двома причинами, а саме внаслідок неньютонівського характеру рідин і виникнення т.зв. нелінійних ефектів.

Неньютонівськими або аномальними рідинами називають рідини, що не підлягають закону в’язкого тертя Ньютона:

, (15.1)

де  – дотична напруга зсуву;  – динамічний коефіцієнт в’язкості рідини; – градієнт швидкості зсуву – зміна швидкості руху в напрямі, перпендикулярному до течії.

Для аномальних рідин залежність  від (реограма) може мати різний характер (рис. 15.2).

Усі аномальні рідини, як відомо з фізики пласта і загальної гідромеханіки, розділяють на три класи рідин: 1) стаціонарно реологічні (що не змінюються у часі – в’язкопластичні, псевдопластичні і дилатантні); 2) нестаціонарно реологічні – тиксотропні й реопектичні (зв’язок між  і залежить від часу дії напруги); 3) в’язкопружні (релаксаційні).

Ефективна (уявна) в’язкість аномальних рідин, яка характеризується на реограмі котангенсами кута нахилу до осі  прямих, що з’єднують початок координат з точками кривої течії (точки А₁, А₂, А₃ на рис. 15.2), змінна. Аномалія в’язкості, в основному, зумовлена утворенням у рідині більш або менш стійкої просторової структури. У нафтах просторову структуру утворюють колоїдні частинки асфальтенів, смол і парафінів.

Нафти можуть мати в’язкопластичні, в’язкопружні та тиксотропні властивості. Найбільш вивчено нафти з в’язкопластичними властивостями, реологічні залежності для яких у загальному випадку можна представити кривою 5 (див. рис. 15.2), а лінії 4 і 6 можна розглядати як граничні частинні випадки, де ₁ та ₂ – статичні напруги зсуву, в разі перевищення яких припиняється пластична деформація і починається в’язка течія.

Для в’язкопластичної рідини (бінгамівського пластика) справедливим є рівняння (див. криву 6 на рис. 15.2):

, (15.2)

де – динамічний коефіцієнт пластичної або структурної в’язкості.

Для аномальної в’язкопластичної (лінія 5 на рис. 15.2) або для псевдопластичної (тіло Шведова, лінія 4) рідин можна ввести апроксимаційну величину ₀ і за рівняння (15.2) записати так (див. криву 5 на рис. 15.2):

, (15.3)

де ₀ – динамічна напруга зсуву.

Для описування процесу фільтрації аномальних нафт запропоновано різні форми узагальненого закону Дарсі. Ототожнюючи неньютонівські нафти з в’язкопластичною рідиною, А.Х.Мірзаджанзаде 1953 року запропонував записати узагальнений закон Дарсі так:

для ; (15.4)

для . (15.5)

Тут  – початковий (граничний) градієнт тиску, що витрачається на перемагання напруги зсуву ₀. Він пов’язаний з динамічною напругою зсуву ₀ співвідношенням

, (15.6)

де _с – структурний (безрозмірний) коефіцієнт, що залежить від структури порового простору (_с = 0,0162 – 0,018). Дослідження показали, що для ряду нафтових родовищ  = (1,2 – 15)10^-3 МПа/м.

А.Т. Горбунов для псевдопластиків (тіло Шведова) запропонував степеневу залежність

, (15.7)

де а, в – постійні експериментальні коефіцієнти; _ – динамічний коефіцієнт в’язкості рідини за зруйнованої структури в ній.

В.В. Девлікамов запропонував ще складнішу залежність для аномально в’язких, тиксотропних нафт (тіло Освальда):

, (15.8)

де – коефіцієнт рухомості нафти в пористому середовищі за практично зруйнованої структури в ній; – різниця між найбільшою граничною величиною динамічного коефіцієнта в’язкості рідини з незруйнованою структурою і найменшою величиною динамічного коефіцієнта в’язкості за повністю зруйнованої структури в рідині; с, d – постійні експериментальні коефіцієнти. Нагадаємо, що тиксотропія – це здатність тіла руйнувати свою структуру під час перемішування та відновлювати її в спокої.

Нелінійні ефекти зумовлюються молекулярно-поверхневою взаємодією рідини із скелетом пористого середовища, а також мають місце під час фільтрації газу через заглинизовані пласти, які містять залишкову воду. Глини набухають у воді. Навколо їх частинок виникає область зв’язаної води, яка малорухома або зовсім нерухома, в результаті цього виникають аномалії фільтрації – зростає опір руху води. Збільшення градієнта тиску призводить до перегрупування колоїдних шарів, швидкість фільтрації зростає непропорційно градієнту тиску. Закон фільтрації має вигляд, характерний для псевдопластичних рідин. Для прояву нелінійного ефекту достатньо вмісту глини в породі близько 4-5%.

Неньютонівські властивості пластових систем у цілому проявляються за малих швидкостей і в середовищах з малою проникністю. У пористому середовищі з широким спектром розподілу пор (мікрокапілярів) за радіусами під час збільшення градієнта тиску рух починається спочатку в найбільших порах, а в міру збільшення градієнта тиску рухом охоплюються щораз дрібніші пори. Чим більший розмах радіусу пор, тим складнішим є характер фактичної фільтрації від ідеального випадку згідно з формулою узагальненого закону Дарсі (15.4), але простота запису формули (15.4) дає змогу одержати прийнятні для практики нафтогазовидобування розв’язки фільтраційних задач.