Контрольна задача № 2

Теоретичні відомості:

Компресорна експлуатація нафтових свердловин є відтворенням природного фонтанування.

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

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

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

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

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

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

Задача

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

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

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

де

= 302 м³/добу – дебіт нафти в 1 м³

2.66 м³/м³ат.

2. Швидкість руху суміші біля башмака:

= 2.9 м/сек.

3. Швидкість руху суміші на усті:

10.3 м/сек

4. Середня швидкість руху суміші в підіймальних трубах:

= 6.6 м/сек

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

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

Лекція №1

Вступ

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

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

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

2. Нафтові підземні резервуари.

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

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

Лекція №2

Основні цілі і задачі фізики пласта

1. Характеристика нафтових порід.

2. Границя нафтових підземних резервуарів.

3. Класифікація нафтових підземних резервуарів по структурній ознаці.

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

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

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

Основні цілі і задачі фізики пласта :

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

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

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

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

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

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

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

2. Границя нафтових підземних резервуарів.

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

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

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

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

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

3. Класифікація нафтових підземних резервуарів :

• резервуари, закриті місцевою деформацією пластів;

• резервуари, закриті породами, в яких змінюється проникність;

• резервуари, закриті комплексом порід при відсутності відповідної проникності;

• резервуари, закриті комплексом порід при відсутності належної проникності.

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

Лекція № 3

Фізичні властивості і поводження нафтових і пластових рідин.

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

2. Однокомпонентні системи.

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

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

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

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

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

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

• надкапілярні ( більше 0,5 мм);

• капілярні (від 0,5 до 0,0002 мм);

• субкапілярні (менше 0,0002 мм).

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

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

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

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

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

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

Лекція № 4

Фізичні властивості і поводження нафтових і газових рідин

1. Властивості гірських порід. Проникність

2. Багатокомпонентні системи.

Загальні характеристики.

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

Пористість буває:

- первинна;

- вторинна.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Лекція №5.

Багатокомпонентні системи. Загальні характеристики.

1. Загальні характеристики багатокомпонентних систем.

2. Об’ємна зміна нафтогазових систем.

3. Фазові зміни складних вуглеводневих систем.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Лекція №6

Фізичні властивості колекторів

1. Будівля порового простору. Пористість і проникність колекторів.

2. Колекторські властивості тріщинуватих порід.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- між зерновим поровим простором( пористість 10%);

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

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

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

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

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

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

Лекція № 7

Фазова і відносна проникність

1. Умова фазової, відносної проникності.

2. Залежність проникності від пористості і розміри пор.

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

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

Рух суміші нафти і води :

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

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

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

Рух суміші води, нафти і газу в порових середовищах

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

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

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

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

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

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

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

2. Існує два основних методи вивчення будови пор :

• прямий;

• непрямий.

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

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

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

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

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

1. гранулометричним (механічний склад порід);

2. пористістю;

3. проникністю;

4. капілярними властивостями;

5. питомою поверхнею;

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

7. насиченістю порід водою, нафтою і газом.

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

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

Лекція №8

Системи зі сталим впливом неоднорідності рідин. Коефіцієнт продуктивності.

1. Лінійні системи.

2. Одно- , дво- та трифазні системи.

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

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

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

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

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

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

1. Радіальний вплив. Нерухома водяна фаза.

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

2. Роздільний вплив двофазних рідин. Відсутність впливу вільного газу.

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

3. Радіальний трифазний плин.

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

1.4 Коефіцієнт продуктивності.

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

1.5 Промислові виміри коефіцієнта продуктивності.

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

Лекція № 9

Загальна механіка пласта.

1. Види пластової енергії і механізм нафтовіддачі.

2. Загальна характеристика режимів нафтоносних покладів.

3. Енергія води.

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

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

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

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

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

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

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

Загальна механіка пласта ( Частина ІІ)

1. Енергія води.

2. Енергія газу.

3. Основи матеріального балансу.

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

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

2. Енергія газу.

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

Лекція № 10

Нафтові пласти з газовими режимами

1. Введення.

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

3. Початкове падіння газового фактору.

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

1. Велика частина виснажених родовищ експлуатується за рахунок використання газової енергії. Причина в тому, що вони розроблялися фактично без всяких обмежень у доборі рідини. Надходження крайових вод, що стикалися з нафтовими пластами було недостатнім, щоб компенсувати добір нафти і газу на первинному етапі розробки родовища. Експлуатація свердловин і родовищ форсувалася з максимальною продуктивністю завдяки розміщенню свердловин (менше 4 га на свердловину) і хижацтву промисловців.

На сьогодні ріст знань в області фізики нафтовіддачі привів до засвоєння принципу, що в багатьох породах, що складають нафтові підземні резервуари, вода є більш ефективним агентом для витіснення нафти, ніж газ. У результаті цього більшість нафтових родовищ експлуатувалася в останні роки так, щоб активні крайові води, де вони бралися, могли брати участь у заміщенні, що відбиралася з площі дренажу нафти, за винятком, коли нафтовий поклад ізольований від повідомлення з водонасиченими зонами чи коли останні мають незначний запас гідравлічної енергії, порівняно мало родовищ розробляються в даний час за рахунок енергії розчиненого газу. Останнім часом став звичним у практиці початок накачування газу чи води на первинному етапі розробки, щоб затримати падіння тиску у продуктивному пласті чи зупинити його повністю та збільшити кінцеву нафтовіддачу, порівняно з одержаними в результаті використаної газової енергії, яка спочатку малася в пласті. Крім випадків, коли нафта не насичена газом чи водоносна область має винятково високу здатність віддавати воду. Ранні стадії процесу нафтовіддачі у всіх пластах контролюються механізмом „виснаження розчиненого газу” якщо навіть поточні дебіти свердловин обмежені, повинен виникнути перепад тиску, між нафтоносним і водоносним пластами для виклику такого швидкого вторгнення води, що можуть зупинити подальше падіння пластового тиску, але на практиці роботи з підтримки тиску не починаються доки не виникло достатнє природне виснаження продуктивного пласту, що вказує на бажаність чи необхідність накачування рідини ззовні ( вивчення режиму родовища з енергією розчиненого газу дає підставу для розгляду систем з частковим використанням гідравлічної енергії і порівняти основи механізмів витіснення нафти, що виділяється з розчину газом чи водою, воно пояснює також поводження багатьох родовищ, в даний час уже виснажених, котрі експлуатуються безконтрольно і без впливу гідравлічного напору і показує причини низької нафтовіддачі в цих пластах).

Необхідно підкреслити, що теоретичний матеріал по режиму пласта з газовою енергією, що ми розглядаємо відноситься до ідеальних систем і основні фізичні принципи цього режиму добре встановлені, але абсолютні аналітичні трактування процесу в багатофазних пластах в даний час без введення рішучих спрощень не можуть бути здійснені ці спрощення складаються з допущення повної однорідності пласту, зневаги впливу нерівномірності розподілу доборів рідини по свердловині з пласту, а також впливу сили ваги, що викликає поділ рідини по питомим вагам і гравітаційне дренування нафти вниз по падінню пласта. Математичний аналіз призначений для ув’язання середніх пластових тисків з добором нафти не дає вказівок на розвиток процесу нафтовіддачі пласта в часі чи вплив швидкості добору на режим пласта. Ці додаткові розуміння вводяться за допомогою спеціального наближення і сформовані для пластів з частковим використанням гідравлічної енергії.

Розбір систем з накочуваним газом також не буде супроводжуватися точним висновком очікуваних результатів від підтримки пластового тиску. Теоретичні описи режиму пластів відбивають досить точне поводження ідеальних систем, що задовольняють допущенням, зробленим в аналізі, вони можуть служити керівництвом для тлумачення процесів нафтовіддачі природних пластів з газовою енергією, обмеження пропонованої теорії і характер зміни, що виник при дослідженні практичних задач, розібрані досить ретельно і достатньо для розв’язування і розробки нафтових і підземних резервуарів ( в конденсатних родовищах, власне кажучи , відрізняється від типових родовищ з енергією розчиненого газу і це буде розглядатися окремо).

Раніше були дані гідродинамічні поняття для плину багатофазних рідин у пористому середовищі, в принципі це дає можливість описати процес плину нафти і газу в пласті з настанням виснаження в результаті добору рідини, через пробурені свердловини. Необхідно встановити початкові умови, що разом з геометричними параметрами і функціями, що характеризують фізичні властивості нафтових рідин і породи визначили б аналітично дану систему, що віддає нафту чи газ. Наприклад, ідеально в простому випадку для системи однієї свердловини, замкнутої фізично відбором з одного середовища ( пласту) чи взаємодію з іншими свердловинами. Вплив чи зміни багатьох параметрів можна було визначити за допомогою повторних обчислень для кожних комбінованих допущень, але нажаль, навіть, для простих початкових і граничних умов практичне рішення не можливе. Таким чином для кількісної обробки необхідно ввести додатково якесь спрощення чи рішуче допущення. У подальших критичних викладеннях не будемо приймати в увагу ізоляційне і концентраційне джерело добору рідини, де пласти, що представляють складову частину всіх розроблюваних природних нафтових родовищ. У ідеалі нафтовий колектор уподібнюється резервуару, з якого виробляється рівномірний добір рідини, при повній відсутності градієнта тиску.

Залежність „проникність - насичення” розглядається на практиці як середнє значення величин, що характеризують окремі пласти продуктивної зони, що позначається в цілому терміном „підземний резервуар”, хоча при спробі дати аналіз кількісній стороні режиму резервуара необхідно враховувати практичні зміни проникності.

Частина ІІ

Теоретичний процес нафтовіддачі підземних резервуарів при режимі розчиненого газу. Внаслідок відносно невеликої розчинності природного газу у воді і відповідно невеликої усадки водяної фази в пластових умовах зі зміною тиску, можна цілком знехтувати газом, укладеним в водяній фазі. На практиці воно має дуже не велике значення і ним можна знехтувати. Як можна сказати з загальних міркувань пластовий тиск зменшується з ростом сумарної нафтовіддачі, однак процес зміни газового фактора дає можливість розглянути кілька відмінних його властивостей :

початкове падіння нижче первинного змісту газу в розчині ; наступний різкий підйом; ще більш різке падіння, після досягнення максимального значення газового фактору.

Коли нафтонасичення пор нижче рівноважного значення, то в результаті швидкого збільшення проникності для газу відбувається ріст газового фактора після досягнення рівноважного насичення пласту газом.

3. Початкове падіння газового фактору обумовлене допущенням незникаючого рівноважного насичення вільним газом протягом процесу наростання нафтонасичення до рівноважного значення в потоці. Газовий фактор повинен мати значне співвідношення газу в нафті і в розчині. Його значення зменшується з темпом падіння тиску. Величина зменшення газового фактора до настання насичення вільним газом залежить від загального падіння тиску. Звідси, мінімальний газовий фактор, як частина початкового насиченого розчину менше для невеликої початкової розчинності газу. Величина газового фактора починає негайно підніматися від значення розчинності газу, якщо відсутнє рівноважне насичення вільним газом до атмосферних умов і зниження, хоча об’ємні добори з пласту у порівнянні з дебітом нафти монотонно зростають.

4. Вплив властивостей пластових рідин і порід на процес нафтовіддачі в підземних резервуарах при режимі розчиненого газу. При визначенні впливу різних фізичних , що контролюють режим розчиненого газу, необхідно уявити собі, що між різними властивостями вуглеводневих систем існує тісний зв’язок. Практично допущення особливих змін може з’явитися тільки штучним шляхом. Для одержання більш реальної оцінки розчинності газу необхідно прийняти до уваги, що розширення сирої нафти вважати від атмосферних умов і коефіцієнт усадки підвищується з кількістю газу в розчині, тобто реально можна стверджувати, що при зменшенні усадки знижується і нафтовіддача. Значення усадки для визначення фактичної нафтовіддачі ще більше підкреслюється тим, що незважаючи на ріст порового простору, зайнятого вільним газом, видобуток дегазованої нафти зменшується з підвищенням розчинності газу внаслідок добору нафти з пласту. Необхідно відзначити, що найбільшу кінцеву нафтовіддачу має система з найменшою розчиненістю газу і де початкове падіння тиску найбільш різке. Це пов’язано з тим, що щоб створити насичення вільним газом, для заміщення обсягу відібраної нафти, необхідне падіння тиску зі зменшенням розчинності газу за умови, що всі інші фактори в основному не змінюються. Абсолютний, кінцевий нафтовидобуток спочатку зростає, потім досягає максимального значення і падає при густинах менше 0,824 г/см .

Вплив насичення зв’язаною водою в мережі розчиненого газу і нафтовіддачі можна оцінити як вплив в’язкості розчиненого газу і усадки.

5. Нафтові підземні резервуари з газовою шапкою, але без гравітаційного дренування.

Якщо зробити аналіз, розглянутий в попередніх питаннях, то для охоплення кінцевих резервуарів з газовою шапкою, що полягає спочатку за умов, що гравітаційне дренування нафти вниз по падінню пласта не грає значної ролі в механізмі нафтовіддачі. Це значить, що газова шапка практично не розширюється в нафтовій зоні, швидше за все, газ із шапки є до останньої лише додатковим агентом, що проникає у нафтонасичений пласт і дренує у ньому. На практиці гравітаційне дренування завжди присутнє в пласті, за винятком коли спостерігається переміщення нафти в газову шапку, в результаті надлишкового виснаження газу в шапці.

6. Падіння коефіцієнта продуктивності і поточного дебіту у родовищі при режимі розчиненого газу; метод дослідження підземних резервуарів з режимом розчиненого газу не враховує зовсім систему свердловин, через які пласт віддає нафту і все-таки метод тісно пов’язаний з продуктивністю пласту, в результаті зниження нафтонасичення виникаючі кінцеві значення знижуються із зниженням щільності сирої нафти. Виявляється, що коефіцієнт продуктивності повинен зменшитися у 10-15 разів в результаті виснаження пласта і зв’язаних з цим змін факторів, що визначають експлуатаційну продуктивність пластів. На величину падіння продуктивності накладається величина, необхідна для переміщення нафти.

Лекція № 11

Падіння коефіцієнта продуктивності і поточного дебіту у родовищі при режимі розчиненого газу.

1. Коефіцієнт продуктивності, його зміна.

2. Накачування газом пласта з газовою енергією, підтримка тиску.

3. Вплив початкових умов на ефективність накачування газу.

1. Метод дослідження підземних резервуарів з режимом розчиненого газу не враховує зовсім системи свердловин, через які пласт віддає нафту і тому тісно зв’язаний з продуктивними свердловинами. Раніше було зазначено, що для граничних умов з нульовим перепадом тиску, коефіцієнт продуктивності в основному визначається як співвідношення коефіцієнта до умов припливу свердловини, умови припливу в окремі свердловини і числові коефіцієнти, що входять до коефіцієнта продуктивності майже не визначені і тому точне визначення абсолютної величини коефіцієнта продуктивності є сумнівним, але відносно до початкових умов коефіцієнт продуктивності ми повинні визначитися, що свердловина характеризує пласт в цілому. Якщо відомий пластовий тиск і нафтовіддача можливо обчислити кінцеву нафтовіддачу. Виходячи з таких обставин, ми отримаємо результати для систем тиски і газові фактори, а також кінцеву нафтовіддачу і всі ці параметри заноситимемо до таблиць. Можемо розглянути по таблиці зміни продуктивності для пластів, що дають сиру нафту різної щільності, процес початкової фази нафтовіддачі (коли створене рівноважне насичення газом) і процес зниження нафтонасичення не залежить від в’язкості нафти, ліквідація свердловини напряму залежить від кінцевої нафтовіддачі. Відомості про падіння продуктивності внаслідок виснаження пласта досить малі, але ці дані мають велике значення, тому що показують тривалість зміни характеру пластових рідин і його розподіл протягом процесу нафтовіддачі з пластів. Величина падіння коефіцієнта продуктивності накладається додатково на падіння пластового тиску і загальних перепадів тиску, необхідних для переміщення нафти до вибою свердловини. Для визначення залежності „тиск - нафтовіддача”, при підтримці тиску, можна ввести поняття час, щоб отримати падіння тиску і дебітів в часі.

2. Визначення підземних резервуарів з газовою енергією можна узагальнити для випадку зворотного накачування газу у продуктивний пласт на ранньому етапі нафтовидобутку, але знову вводиться допущення, що може зневажити впливом сили ваги. Передбачається, що газ, який накачується розподіляється і проникає рівномірно по всьому пласту, якщо в ньому немає спочатку газової шапки і з рештою розсіюється по всій нафтовій зоні пласта, навіть якщо в нього закачують газову шапку, яка налягає. Накачування газу, що нагнітається можна уявити собі як часткове чи повне заміщення газом, що видобувається із пласту, зв’язується з видобутком нафти. Накачування газу в нафтовий підземний резервуар на ранньому етапі видобутку нафти називається підтримкою тиску в пласті нагнітанням газу. Безпосередньо повернення усього чи частково відібраного газу приводить до затримки падіння пластового тиску.

Якщо в пласті нагнітання досить газу, то падіння тиску майже повністю припиняється і воно підтримується на деякому рівні. Підтримка важлива, як засіб продовжити фонтанний період експлуатації свердловини і підтримка високої продуктивності. Позитивні сторони підтримки тиску мають велике значення. Якщо знехтувати газовим фактором, то уся початкова нафта може бути відібрана в час падіння тиску. Необхідно в цих випадках падіння тиску сповільнити, але не припинити. На практиці рідко здійснюється підтримка пластового тиску, за винятком, коли накачування газу супроводжується частковим впровадженням у пласт води. Необхідно пам’ятати, що газ, розчинений у нафті займає найменший обсяг, ніж займала б та ж кількість газу у виді вільної фази при тих же температурі і тиску.

2. Дотепер розглядаються умови, при яких накачується газом порода на початку процесу розробки пласта. Розглянемо як впливає затримка зворотного накачування в пласт. На це питання можна відповісти тільки теоретично, за допомогою порівняльних розрахунків застосування до різних тисків, при яких можна накачувати газ. Початкові умови для останнього випадку виражені кінцевим значенням тиску насичення. Максимальний газовий фактор у процесі експлуатації не обмежувалося. Теоретично завжди існує затримка в падінні тиску, як тільки починається закачка газу в пласт. Первісна реакція газового фактору залежить від того, в якому стані розробки починається нагнітання газу в пласт. Якщо накачування газу в пласт починається до того, як досягнеться максимум газового фактора для нормального виснаженого пласту газові фактори зростають із збільшенням з зростанням початкового тиску накачування, тобто сумарна нафтовіддача і насичення вільним газом знаходяться в залежності від початкового тиску накачування. Різниця у кількості доданого газу, що надходить у пласт, залежить підвищення сумарного нафтовидобутку і більш раціонального повернення відібраного газу. Ріст сумарного нафтовидобутку обумовлений великим пластовим обсягом, утримуючим газ в прийнятних для розрахунків умовах, не зважаючи на зростаючу в’язкість нафти. Тобто звідси обсяг циркулюючого газу є більш важливим фактором підвищення нафтовидобутку, ніж середня в’язкість нафти. Швидкість зростання нафтовіддачі вища при початкових невеликих переміщеннях кількості закачуваного газу над кількістю розчиненого газу. Також потрібно знати, що в результаті надходження додаткового газу сумарна нафтовіддача продовжує зростати, але з меншою ефективністю. Накачування газу на самому початку експлуатації свердловин об’єднується в загальну нафтовіддачу.

Частина ІІ.

1. Падіння коефіцієнта продуктивності і поточного дебіту при зниженні розчиненого газу.

Промислова межа накачуваного газу визначається величиною газового фактора. Більш високі тиски, зв’язані з газовим станом пластової нафти, викликають підвищення газового фактора при плановому насиченні пласту вільним газом і може привести до більш раннього закриття родовища в порівнянні з накочуваним в пласт газу при більш низьких тисках, коли нафтова фаза в породі сконцентрована. Якщо накачувати газ економічно вигідно до більш високих газових факторів, то можна цілком використовувати пластовий коефіцієнт обсягу нафти як безпосередній фактор зниження кількості залишкової нафти в пласті. Необхідно визначити попередження усадки пластової нафти підтримкою тиску, а це означає, що енергія розчинного газу не бере участь у переміщенні нафти по пласту до вибою свердловин.

У витісненні нафти бере участь лише та частина газу, що виділяється у пласті внаслідок падіння тиску. Розчинений газ сприяє підйому нафти по фонтанних трубах, а потім, дійшовши до устя свердловини, може робити корисну роботу чи бути джерелом палива. Основна роль у витісненні нафти з пласта залежить від нагнітання газу . Необхідно знати, що здатність газу нагнітатися зменшується зі збільшенням кінцевої нафтовіддачі і аналогічно тому, як зменшується відділення розчинного газу в пласті від напору розчиненого газу.

(1), де

- сумарний видобуток газу;

- сумарний видобуток нафти;

- початковий обсяг вільного газу;

- первісний зміст дегазованої нафти в шарі.

4. Метод матеріального балансу для обчислення процесів нафтовіддачі в підземних резервуарах з газовим режимом.

Рівняння матеріального балансу показує залежність між нафтовіддачею, газовіддачею і тиском, що можна виразити для пластів з розчиненим газом рівнянням 1. Промислові спостереження за режимом пласта з газовим режимом. Спостереження над процесами підтримки тиску в пластах з газовою енергією показує їхній зв’язок рівноважним нафтонасиченням у природних підземних резервуарах. Всі опубліковані матеріали про залежність „проникність-насичення” отримані лабораторним шляхом, показують існування рівноважного насичення вільним газом чи принаймні на дуже повільне зростання проникності. Незначне рівноважне насичення газом теоретично викликає початкове падіння величини газового фактору. Повільне утворення рівноважного газонасичення всередині продуктивного пласта уповільнюється, швидко знижується насичення привибійної зони незалежно від наявності рівномірного газо насичення. Промислові дані про газовий фактор можна розглядати для одержання зміни співвідношення проникності по газу і нафті, залежно від насичення рідини. Механізм нафтовіддачі за рахунок визначення розчиненого газу в основному показує не лінійну залежність ,а середні газові фактори для комплексної системи, відповідають величинам насичення рідини, опресованим під продуктивні площі в цілому.

Лекція № 12

Підземні резервуари з водонапірним режимом

1. Фізичні властивості пластових вод нафтових родовищ.

2. спрощене трактування сталої фази просування води в пластах з водонапірним режимом. Погляд про пружність рідини в системі живлення.

3. Зміна тиску у водонапірних системах, що живляться водоносними резервуарами нескінченної довжини.

Щільність пластової води, як правило на родовищах України більше 1000 кг/м і залежить від ступеня її мінералізації. Щільність розсолів досягає 1450 кг/м при концентрації солей 642,8 кг/м . Зв’язок щільності і солоності води пов’язаний між собою. При температурі, що відрізняється від 15,5 °С в результаті вимірювання необхідно вносити виправлення. Стискуваність води залежить від тиску температури і кількості розчинених газів і солей. Стискуваність чистої води при тиску 42МПа і температурі 93,3 °С складає приблизно 40 000 МПа. Коефіцієнт стискуваності змінюється у пласті умовного родовища в межах 37 000 до 50 000. При наявності розчиненого газу стискуваність води може бути оцінена обємним коефіцієнтом пластової води, що повязаниз з незначною розчиненістю газу у воді і впливі на величини тиску і температури, але незважаючи на відносно незначну розчиненість вуглеводневих газів у воді.

У підземних водних резервуарах є величезні кількості розчинених газів. Залежність розчиненості газу у воді від температури має досить складний характер, тому для оцінки розчинності газу у воді можуть бути використані константи рівноваги для метану, етану та пропану, тому потрібно сказати, що вони не залежать від складу газу і залежать тільки від температури і тиску, у загальному випадку константи рівноваги компонентів також і у водних системах залежать від складу газу, однак природний газ складається в основному з метану і впливом інших складових на перерозподіл газу не впливають. Розчинність газу зменшується із збільшенням мінералізації води. Необхідно враховувати вплив солей на розчиненість природного газу у воді. Вплив тиску на в’язкість незначний і залежить від концентрації розчину солей, від температури, підвищення ступеня мінералізації приводить до збільшення в’язкості. У зв’язку з незначною розчинністю у воді в’язкість при насиченні газом практично не змінюється.

Пласт з водонапірним режимом представляє граничний тип продуктивності нафтової системи і має велике практичне значення. Деякі з найбільш багатих родовищ експлуатуються в даний час при режимі повного заміщення нафти водою протягом усього чи істотної частини періоду розробки. У багатьох з недавно розкритих родовищ добувається настільки ненасичена газом нафта, що в них може бути розвинений режим розчиненого газу доти, доки пластовий тиск не впаде до незначної частки його вихідного значення. В результаті регулювання дебітів пластів, що експлуатуються, багато родовищ спочатку малися газові шапки чи розвивався вільний газ, в результаті початкової дії режиму розчиненого газу родовища, перетворився у родовище з водонапірним режимом і відповідно експлуатувався, принаймні тимчасово, під гідравлічним напором.

Родовища з водонапірним режимом будемо розглядати як підземні резервуари, в яких весь добір пластових рідин заміщується надходженням води у нафтовий колектор. Вода може надходити в колектор безпосередньо з прилеглих чи підлягаючих водоносних обріїв. До цих джерел води додається також та, що добута з даного пласта чи зовсім стороннього, нагнітається навмисно у водоносну чи нафтоносну частину колектора нафти. Строго говорячи, поки тиск у пласті цілком не стабілізувався, але його подальше зниження вже не відбувається, рівновага між утворенням репресивності внаслідок добору рідини і обсягом води, що надходить у продуктивний пласт, відсутня.

У процесі падіння пластового тиску вище точки насичення розширення рідкої фази, всередині нафтоносного пласта, завжди створюється деяке заміщення рідиною, що утворилося в результаті депресії. Крім початкової стадії експлуатаційного добору значне недонасичення сирих нафт, що частка надходження води може обґрунтовано вважатися „істотно повною”, якщо вона відрізняється на обсяг розширення нафтової рідини. Хоча навіть невелике розширення пластових рідин регулює початкове падіння тиску в недонасичених пластах, але нафтовики цю стадію розробки на їх погляд не приймають до уваги, бо сумарна нафтовіддача у цей період звичайно не має великого значення. Але, як технологам, необхідно знати , що саме в цей час починає закладатися падіння тиску і це має велике значення при подальшій експлуатації свердловини. Газ є єдиним агентом, крім води, що заміщає пластові рідини, тому в системі з водонапірним режимом, розглянутій тут, як система, де утворення газової фази внаслідок її зростання при доборі рідини, не значне з загальним обсягом рідини, що відбирається при експлуатації. Як видно із зауважень, повна стабілізація пластового тиску є достатньою, але необхідною умовою існування водонапірного режиму. І навпаки, в усіх пластах з водонапірним режимом, за винятком кавернозних вапняків, спочатку повинно спостерігатись деяке падіння тиску, для створення достатньо швидкого надходження води, з метою затримки падіння пластового тиску і його повної кінцевої стабілізації. Систематичне припинення радіння тиску без накачування рідини ззовні у продуктивний пласт чи безупинне зниження швидкості чистого добору не може допустити без того, щоб живився водою нафтовий колектор не поводився, як стала система нестисливої рідини.

Однією з первинних проблем технології підземних резервуарів, що відносяться до пластів з водонапірним режимом є опис і припущення перехідного стану падіння пластового тиску.

Частина ІІ.

4. Зміна тиску у водонапірних свердловинах, що живляться водоносними резервуарами нескінченної величини. Значна частина наступного розбору матеріалу пов’язана з характеристиками плину рідини у водоносному пласті чи живильному басейні, нафтовий колектор, власне кажучи, представляє водостік чи границю виходу потоку води з водонасиченої породи. Якщо нафта недонасичена, а надходження води в основному дорівнює пластовому обсягові добутої нафти , то останній використовується безпосередньо як контролююча гранична умова, прикладена до водоносного резервуару. Однак, якщо нафтовий пласт віддає нафту при частковому використанні газової енергії, то кількість води, що надходить в продуктивний пласт можна підтримувати за допомогою використання підрахованих швидкостей заводнення і граничного тиску, що спостерігаються для визначення параметрів водоносного резервуара.

В системі багатофазних систем для всіх основних типів систем з водонапірним режимом можна розрізнити чіткі аналітичні рішення чи їх аналоги, які включають допущення, що спрощують щодо однорідності геометричних систем поритих середовищ. Однак для більшості пластів повна аналітична обробка неможлива, бо при водонапірному режимі, що спостерігається на практиці для пояснення деяких більш складних рис, а також проблеми неоднорідності структури пласта виходять за межі спрощеного теоретичного аналізу. Також необхідно ввести пояснення, що якщо дійсно довжина водоносної області, зв’язаної з нафтовим пластом не менше 16 км, то при кількісному опису його режиму необхідно враховувати стискуваність води. Перехідний стан, що виникає в результаті прояву пружних сил впливає на тривалість процесу нафтовіддачі більшості пластів з водонапірним режимом, однак пружні властивості рідин у середині нафтового пласта викликають перехідний стан, що має імовірно велике значення при визначенні реакції тиску нафтового пласта на ранній стадії його розробки.

Щоб описати нафтовіддачу пласта на ранній стадії розробки зручно зневажити пружними властивостями води у водоносній зоні і наблизитися до її продуктивності шляхом безупинної послідовності сталих станів, але подібне трактування може привести до помилкових передбачень, щодо повної стабілізації тиску на ранньому етапі розробки пласта, коли добір з нього не перевищує максимальної продуктивності водяної зони. Тим не менше вона служить корисним введенням у більш складний аналіз пластів, де водоносна область розглядається як система стисненої рідини.

5. Перш ніж почати розбір теорії пружної рідини для водонапірної системи, необхідно чітко уявляти коли і в чому повинен враховуватися ефект стиснення рідини. З визначення системи з водонапірним режимом, вплив, що у самому нафтовому покладі відсутня головна частина енергії для витіснення нафти. Ця енергія виходить з прилеглої і сполученої з нафтовим покладом області. Реакції на добір рідин при експлуатації залежить від гідродинаміки водоносної області. Обидві зони – нафтоносна і водоносна, повинні знаходитися в стані рівноваги з нерозривністю тиску в їхній загальній границі. Звідси, за винятком розподілу тиску, всередині нафтового покладу останній може бути представлений, як основне джерело граничних умов, що накладаються на водоносну зону. Так добір нафти, при експлуатації покладу є граничною умовою, що визначає витрату води у водоносній зоні. Остання повинна так само регулювати, щоб забезпечити необхідні витрати. Ця обставина імовірно приведе до зниження тиску на розподілі нафти і води. Саме цей граничний тиск і змінює розподіл тиску в середині нафтового покладу, зв’язаним з переміщенням нафти до вибою експлуатаційних пластів і представлений пластовим тиском нафтового підземного резервуара, але для його визначення необхідно встановити спочатку тиск у розподілі води і нафти.

Якщо виникають зміни в граничних умовах, то повинно існувати задовільне наближення, що пов’язане з цим часом, являє собою безупинну послідовність сталих станів. Якщо пористе середовище містить у собі десперговану у воді нафту, то пружність води може значно зрости, а перехідні стани так розтягтися, що трактування шляхом сталих станів стане не дійсним, бо при рухливості газової фази уявлення про однорідність потоку, власне кажучи, не підходить і варто взяти до уваги багатофазний характер плину. Якщо водоносний резервуар має таку довжину, що пружність рідини в ньому велика, в порівнянні з запасами в продуктивному колекторі, то процес нафтовидобутку закінчується раніше. У цьому випадку взаємодія між нафтовими і водними резервуарами аналогічна умов нескінченно великого водного резервуара.

Лекція № 13

Водоносні резервуари нескінченної величини, характер просування водонафтового контакту і нафтовіддачі пласта.

1. Водоносний резервуар з радіальною системою і заданими тисками на круговому контурі вода-нафта.

2. Вплив взаємодій в’язкостей і швидкостей витіснення на характер просування водонафтового контакту і віддачі пласта.

1. У більшості теоретичних обробок систем з водонапірним режимом можна сказати, що падіння тиску задається режимом або поставленою проблемою і погоджує в значній мірі тиск із заданим добором води з водоносного резервуара, проте корисно розглянути також і зворотну задачу, що включає в себе визначення тиску початкової границі води і нафти разом з вихідним розподілом тиску. Якщо процес нафтовидобутку з запасом у продуктивному колекторі закінчиться раніше, ніж віддалених резервуарів, то на новому обрії з’явиться помітний вплив добору нафти з пласта. У цьому випадку взаємодія між нафтоносним і водоносним резервуарами аналогічна умовам нескінченної довжини водоносним резервуаром.

2. Визначення механізму витіснення нафти водою має дуже велике значення для раціонального регулювання розробки нафтових покладів. У цьому питанні присвячена велика кількість експериментальних і практичних робіт. Для пористих середовищ закачувати краще водою і цей механізм можна передбачити у такому способі. У гідрофільних породах витягу нафти визначається, насамперед, дією капілярних сил при малих швидкостях фільтрування вода капілярно всмоктується в дрібні порові канали, тоді, як більш великі порові канали залишаються не заповнені агентом, що витісняє. У розрядному випадку капілярні сили погіршують умови витіснення нафти, оскільки не змочувана фаза, що залишається у великих порах знаходиться у виді ізольованих глобул, або насичує порівняно високі ділянки однорідного пласта, що з усіх боків оточені водою, що нагнітається, при цьому залишившись в такому вигляді в поровому просторі нафти при практично можливих швидкостях фільтрації. Необхідно пам’ятати, що нафта залишається у великих порових каналах навіть тоді, коли швидкість витіснення значно підвищується і в багато разів перевищує промислове значення, при цьому залишкова нафта стає рухливою.

Виходячи з теоретичного розуміння при підвищенні швидкості фільтрації у великих порах під дією градієнта гідродинамічного тиску до швидкості капілярного проникнення. Дрібні пори води повинні наступити оптимальна або критична швидкість, при якій у будь-якому перерізі пористого зразка фонтанування води, незалежно від розміру порових каналів переміщується з однією і тією ж швидкістю, при цьому повинна досягатися максимально безводна нафтовіддача. При подальшому підвищенні швидкості вода більш активно проникає у великі порові канали, що повинно привести до розподілу нафтової фази на окремі макрофази з наступним їхнім капілярним диспергуванням на більш дрібнію. Безводна нафтовіддача при цьому повинна знижуватися. По літературним даним визначаються дві типові залежності: безводної нафтовіддачі від швидкості фільтрації, а безводна нафтовіддача із збільшенням швидкості витіснення досягає деякого значення і стабілізується на цьому рівні; Зі збільшенням швидкості фільтрації безводна нафтовіддача знижується. Ця залежність отримана в експериментальних умовах з підвищеною в’язкістю нафти. Для уточнення питання про оптимальну швидкість витіснення була проведена ціла низка експериментів на моделях лінійного пласта, які і підтвердили наявність оптимальної швидкості витіснення. При швидкості фільтрації вище і нижче оптимального значення залишкова нафтовіддача не зважаючи на прокачування значних обсягів води у цілому залишаються набагато більшими, ніж при оптимальній швидкості. У експериментах, при наявності зв’язаної води також досить чітко визначаються оптимальні умови, що забезпечують максимальну безводну нафтовіддачу, але значення оптимальної швидкості зменшується в середньому у 2,5 рази.

По мірі зростання відносин в’язкостей діапазон швидкостей, при яких відбувається стійке просування, фронт витіснення зменшується. При досить високих і низьких швидкостях витіснення безводної нафтовіддачі зменшується. Досліди показали, що це зниження безводної нафтовіддачі при швидкостях близьких до капілярного витіснення і відношенні в’язкості нафти і води близьких до одиниці, зв’язано з нерівномірним просуванням водонафтового контакту через мікро неоднорідність пористого середовища утворюються нові води, що проникають у нафтову частину шару під дією капілярних сил. Розмір зони, зайнятої новими водами, в експериментах не перевищує 20 % довжини моделі пласта.

ЛЕКЦІЯ № 14

ВИТІСНЕННЯ НАФТИ ВОДОЮ З ПЛАСТА З ВЕЛИКОЮ ПОТУЖНІСТЮ

1. Принципи регулювання розробки в умовах витіснення нафти водою.

2. Вплив пластів в умовах покладу неоднорідного за площею.

3. Основні фактори, що впливають на нафтовіддачу пласта.

У системі розміщення свердловин у першому періоді розробки необхідно враховувати наступні характерні риси процесу витіснення нафти:

1)вироблення запасів нафти відбувається тільки в зоні, де просувається фронт води. Експлуатаційні свердловини розташовані в межах чисто нафтової частини площі, не вибирають запаси нафти поблизу себе;

2)зовнішній контур нафтоносності не рухається, запаси нафти з обезводненої зони вибирається поступово, в залежності від обсягу води, що прийшла у пласт;

3)нафти, що утворилися внаслідок переривистості пласту (лінзовидності) і своєрідності лінії струму формуються лише після проходження фронту води.

Таким чином в перший період розробки, коли мається велика чистонафтова площа, зовсім не обов’язково ущільнювати свердловини на цій площі. Число свердловин, а отже, і їхнє ущільнення варто встановлювати виходячи з заданого видобутку нафти, при застосуванні методу інтенсивності шляхом підвищення градієнта тиску в пласті (підвищення тиску на лінії нагнітання вище початкового зниження забійних тисків, нижче тиску фонтанування у тому числі нижче тиску насичення, і т.д.).

Припустиме значення зменшення числа свердловин на чисто нафтовій площі за умови раціонального розподілу тиску у пласті і при більш-менш рівномірному розміщенні експлуатаційних свердловин вздовж наступного фронту води.

На другому етапі, коли після проведення відповідного комплексу дослідницьких робіт буде уточнене місце розташування цілинної нафти, що утворилася, а також ізольованих лінз, варто здійснювати буріння, як додаткове і експлуатаційне, так і нагнітання свердловин з числа резервних. При доцільному розміщенні цих свердловин, що забезпечує найбільш повне охоплене процесом витіснення нафти водою з всього обсягу пор нафтоносного пласта можна отримати таку ж нафтовіддачу, як і при великому ущільненні свердловин при рівномірному їх розміщенні. Таким чином в умовах неоднорідності пласта розташування свердловин в остаточному підсумку повинно бути нерівномірним, враховуючи характерні риси будови свердловин. При порівнянні результатів, отриманих при дослідженні пластових вод щодо дослідження витісненої нафти в умовах однорідності пласта, можна визначити основні принципи регулювання доборів рідин по свердловинам. Для обох варіантів характерна наявність значних запасів у пласті після проходження фронту води, при чому залишкові запаси розподіляються нерівномірно, зростаючи в напрямку руху води, що обумовлена у кількості води через початковий і кінцевий шлях. Встановлення постійних дебітів рідини в свердловинах приводить до ще більшої різниці в обсягах минулої води, тому що весь обсяг впровадженої в пласт води проходить через пласт ув’язаний між зовнішнім контуром нафтоносності і першим рядом експлуатації свердловин. Через пласт протікає менший обсяг води зв’язаної губиться при процесі, виходячи на поверхню через свердловини першого ряду. Через пласт, зв’язаний між другим і третім рядами свердловин, протікає ще менший обсяг води за рахунок видобутку води свердловинами другого ряду.

Отримані результати дозволили зробити такі висновки:

1. при регулюванні доборів рідини і накачування води основна увага повинна бути звернена на більш-менш рівномірний промив водою всіх пор пласта; 2) ефективність процесу в значній мірі залежить від витрати робочого агента, води у процесі витіснення нафти водою. Особливу увагу необхідно звертати на своєчасне вимикання з експлуатації обводнившихся свердловин з зовнішніх рядів, бо їх експлуатація при великому обводненні приводить до втрати поточного видобування нафти і до погіршення ефективності витіснення нафти з пласта.

3. Експериментальні дослідження витіснення нафти водою з пластів великої потужності як правило проводиться на моделях і вони показали, що процес дозволяє здійснити витіснення нафти водою з пласта при куті нахилу пласта до 35° - це дало можливість вивчити вплив сили гравітації на нафтовіддачу, як при горизонтальному, так і при похилому положенні пласта, при цьому досліджується темп добору. Коефіцієнт витіснення, а саме йому надається найбільше значення, зростає при підвищенні обсягу накачування води в пласт. У похилому пласті зі збільшенням темпу накачування коефіцієнт витіснення зменшується. При витісненні нафти з пласта, неоднорідного по площі, в реальних умовах до неоднорідності пласта додається ще і взаємовплив пластів. Була простежена за результатами дослідження моделей, що являють собою, набір витягнутих прямокутних гідродинамічних зв’язаних ділянок розмірами 2900 на 400 з однаковою потужністю 10 м, дебіту рідини з пласта і рух контуру при спрощеному витісненні в умовах одночасної роботи трьох рядів свердловин, при чому у міру руху контурі води обводнені свердловини виключаються з експлуатації, а замість них включаються свердловини внутрішніх рядів.

У випадках ізольованих ділянок пласта зміна дебіту відбувається в момент виникання обводнення на даній ділянці свердловин. У випадку гідродинамічного зв’язків, зміна дебіту свердловин відбувається тільки при виниканні обводнених на даній ділянці свердловин, але й вимикання обводнених свердловин на сусідніх ділянках. Досить важливо визначити залежність дебітів на ділянках з поліпшеною проникністю пласта і навпаки збільшення на ділянці з погіршеною проникністю пласта у випадку гідродинамічних ділянок у порівнянні з гідро ізольованими ділянками. Головна причина цього явища – свердловини розташовані втому ж ряді виключаються з експлуатації в різний час, при чому в першу чергу вимикаються свердловини, розташовані на ділянках з поліпшеною проникністю, у яких контур води просувався з більшою швидкістю. Після вмиканні свердловин на ділянках з поліпшеною проникністю, відстань від зовнішньої границі свердловини до контура живлення збільшується, тому як на сусідніх ділянках зберігається колишня відстань, при цьому свердловини з сусідніх ділянок, розташовані на ділянках з поліпшеною проникністю збільшуються дебіти, а свердловини на ділянках з поліпшено проникністю збільшують відстані до контуру живлення і посилення впливу свердловин з сусідніх ділянок знижує свій дебіт, порівняно з дебітом для випадку ізольованих ділянок. Відбувається стрибкоподібний ріст дебіту при кожному вимиканні свердловин.

На першому етапі, коли в роботі знаходяться всі свердловини першого ряду контур води на кожній ділянці переміщується нормально, але з різною швидкістю, відповідно величині проникності пласта. Після вимикання свердловин першого ряду на ділянках з поліпшеною проникністю відбувається перерозподіл руху контуру води.

Лекція №15

Вторинні методи видобутку нафти.

1. Обмеження дослідження системи аналітичним методом.

2. Не сталий період у нагнітальних свердловинах.

1. Найбільш серйозне обмеження, що виникає при аналітичному дослідженні системи при використанні експлуатаційних свердловин з нагнітанням рідини у пласт, а також при їх модулюванні зв’язана з основними допущеннями сталого стану плину. При нагнітанні газу чи повітря, витіснення нафти залежить значною мірою від дії, що несе і що рухається у частково дренованому пласті газового агента, тому можна продовжити експлуатацію свердловин і отримати економічно вигідний дебіт з них, навіть через деякий час після прориву газу через пласт і встановлення стаціонарного плину при заводненні нафтових пластів сталий стан розвивається фактично до того моменту, коли весь продуктивний пласт захоплюється водою. Велика частина процесу заводнення відбувається в несталому стані завдяки тому, що втрата води при дренуванні частини пласта, його заповнює і витісняє перед собою фронт нафти. Після прориву води в експлуатаційну свердловину слідом за витісненням фронту нафти у пласті водонафтові фактори починають швидко зростати.

Сумарний видобуток нафти після встановлення раціонального плину буде складати незначну частину усього видобутку, отриманого в процесі заводнення. Фізичні умови заводнення нафтового пласта показують, що в несталий період заповнення дренованих ділянок, розподіл тиску і рух рідини визначається в значній мірі режимом роботи нагнітальних свердловин. Протягом цього періоду експлуатаційні свердловини, внаслідок невеликих дебітів, випробовують вплив від дії води, що нагнітається. Сітка розміщення експлуатаційних свердловин відіграє невелику роль, в порівнянні з тим, що випливає з теорії сталого стану плину: радіальне поширення води, що нагнітається по пласті буде продовжуватися довше, ніж те, що випливає з експериментів з розподілу тиску при сталому стані. Поки відстань між нагнітальними свердловинами не перевищить приблизно в два рази між нагнітальними і експлуатаційними свердловинами відбувається порушення радіального фронту рідини. Відбувається порушення нагнітального фронту завдяки близькості його до нафтових горизонтів сусідніх нагнітальних свердловин. Фронт рідини, що нагнітається не стане утворювати нові каверни поки він з ними не зблизиться. Рідина, що нагнітається впливає на експлуатацію свердловин, коли вони входять в зону зниженого тиску. Фактично ККД заводнення однорідного пласта буде більше відповідного значення при сталому стані. Витрата в нагнітальних свердловинах буде, можливо, вище, а дебіти експлуатаційних свердловин менше експлуатаційних значень

2. Існує теорія наближеного падіння приймальності нагнітальних свердловин протягом періоду заповнення дренованого порового простору до виявлення явища радіального розподілу по свердловині, що зменшує залишкову нафтонасиченість, створюючи перед собою нафтову оболонку (у виді кругового кільця), при цьому повинні враховувати ефективну пористість, заповнену водою.

Велику увагу потрібно приділяти дії на пласт різних технологій, пористості, насичення зв’язаною водою, початковому нафтонасичення, Перепаду тиску у нагнітальній свердловині , залишкову нафтонасиченість, потрібно розглядати відносно проникності для води, потрібно мати повне уявлення про стан між фактичним станом і розрахунковими показниками, що підтверджує в цілому справедливість фізичної сторони теорії заводнення, бо в основному видобуток нафти діє протягом перехідних періодів між несталим станом радіального поширення води і стаціонарним впливом після заповнення водою порового простору. У багатошарових пластах, представлених вертикальною зміною проникності у розрізі, видобуток нафти буде безупинно зростати, а потім повільно спадати, поки в найменш проникному пласті не розвинеться сталий плин, хоча в окремих зонах період часу, протягом якого відбувається витіснення нафти сильно обмежений. Динамічна характеристика плину води і нафти на перехідному етапі дуже складна, завдяки інтерференції нагнітання свердловини і кінцевого перетворення нафтових, тому дати точний опис процесу неможливо. У природних умовах при заводненні нафтових пластів, розміщення пластів часто визначається існуючою сіткою пробурених свердловин.

Лекція № 16

Вторинні методи підвищення видобутку нафти. Обробка ПАР. Види кислотних обробок (КО)

1. Методи підвищення запасів нафти в умовах їхнього застосування.

2. Обробка води ПАР.

3. Види КО свердловин з карбонатними колекторами. Умови застосування і технологія процесу.

1.Для підвищення нафтовіддачі пластів використовують всі доступні методи, які має нафтова промисловість, що забезпечують витяг найбільшої кількості нафти з покладу, до впливу на при вибійну зону, з метою поліпшення місцевих умов фільтрації, підвищення дебітів, вирівнювання профілю припливу; підвищення нафтовіддачі пластів можна домогтися(крім правильного розміщення свердловин на покладі, рівномірного стягування контурів нафтоносності, поповнення енергетичних ресурсів покладу за рахунок заводнення і нагнітання газу в пласт, та ін.) також, якщо штучно розвивати і підтримувати в пласті сприятливі умови, що забезпечують найбільшу ефективність процесу витіснення нафти з колектора. На практиці широко поширені процеси заводнення нафтових покладів, тому однією з важливих задач є підвищення ефективності процесу витіснення із пласта нафти водою, що нагнітається. Для цього найбільш ефективно вибрати такий режим (динаміку) нагнітання води, який би підвищував забезпечення нафтовіддачі і поліпшення миючих і нафтовитискаючих властивостей води.

Встановлено, що нафта добре витискується з пористого середовища карбонізованою водою, тому в даний час розглядаються методи підвищення нафтовіддачі нагнітанням у пласт, наприклад, водних розчинів поліакриламіду або інших полімерів. Значно більша ефективність процесу при витісненні нафти гарячою водою або підігрітим паром. Успішні результати, отримані при промислових випробуваннях методів дії на пласт за допомогою вогнища горіння, що рухається. Промислові і лабораторні випробування проводять шляхом нагнітання вуглеводневих газів високим тиском. Електричні і вібраційні методи підвищення рухливості нафти, витіснення нафти з пористого середовища з сірчаною кислотою, міцелярними розчинами. Доведено, що на величину нафтовіддачі також впливають режим нагнітання води, градієнт тиску, що досягається в процесі розробки перерозподілу в пласті ліній струму за рахунок зміни добору з пласта і різних ділянок покладів. Ці явища лежать в основі деяких методів підвищення нафтовіддачі пласта (форсований добір рідини з пласта, підвищений нагнітальний тиск). Останнім часом у нас і за кордоном проводяться дослідницькі роботи по використанню потужних пластових вибухів для руйнування щільних порід.

2. По хімічним властивостям і будові ПАР поділяються на 2 класи: іоногенні та неіоногенні. При ізоляції у водних розчинах виникають поверхнево активні аніони, до складу яких входять вуглеводневі молекули і катіони, що представляють неорганічні іони. У нафтопромисловій справі в основному застосовують неіоногенні ПАР, бо вони володіють високою поверхневою активністю, тому менше адсорбуються на поверхні порід, не розчиняються в не мінералізованих пластових водах. ПАР, що додаються у воду роблять багатосторонній вплив на фізико-хімічні властивості пластових систем. Вони можуть, навіть, при невеликих концентраціях значно зменшити поверхневий натяг на границі з нафтою і твердою поверхнею. Найбільшою поверхневою активністю володіє речовина, що називається ОП-10. значне зниження коефіцієнта поверхневого натягу на границях розділу є однією з причин повного витіснення нафти з пористого середовища. Вони сприяють дробленню глобул нафти, охоплених водою, необхідний перепад тиску для фільтрації рідин у пористому середовищі сприяють зменшенню витрат води та поліпшують миючі властивості води. ПАР впливають на змочуваність поверхні пор пластовими рідинами і на інтенсивність капілярного всмоктування води.

У зв’язку з багатофункціональними проявами рідин і не однаковими властивостями різні ПАР необхідно вибирати для витіснення нафти з врахуванням специфіки покладу, стану нафти і пластової води і призначення процесу. Наприклад, для заводнення тріщинуватих колекторів найбільша нафтовіддача спостерігається при використанні вод, що здатні активно всмоктуватися в матриці. У цьому випадку найкращий результат буде мати ПАР , що збільшує стрибок тиску на границі розділу фаз. Для витіснення нафти з обводнених ділянок потрібно проводити лабораторні досліди, щоб з’ясувати довжину колектора, початкову концентрацію розчину ПАР . особливу увагу потрібно приділяти в умовах неоднорідності фізичних властивостей реальних колекторів. Треба пам’ятати, що з неоднорідних порід нафту витісняти добре лише розчинами, що зменшують поверхневий натяг води на границі з нафтою. Спосіб експлуатації свердловин вибирається в результаті порівнянь всіх методів і розрахунків техніко-економічних показників при різних способах експлуатації. Необхідні вихідні дані повинні бути отримані на підставі результатів дослідження свердловин; ретельного аналізу роботи свердловин при різних можливих варіантів експлуатації; використання нових технологій і техніки у вітчизняній і закордонній практиці експлуатації.

3. До числа цілком сталих і широко застосовуваних в промисловості методів необхідно віднести варіанти процесів кислотних обробок пласта з карбонатним колектором :

кислотні ванни; прості кислотні обробки; обробки під тиском; кислотні обробки через гідромоніторні насадки; серійні обробки; поінтервальні обробки; термокислотні обробки.

Крім обробок звичайними розчинами звичайної соляної кислоти при здійсненні схем простих кислотних обробок і обробок під тиском, застосовують накачування керованої кислоти та нафтокислотні емульсії типу „кислота в нвфті”.

Лекція №17

Конденсатні поклади

1. Родовища з колекторів, що містять газову фазу.

2. Процес виснаження в конденсатних пластах.

3. Вплив неоднорідної проникності в системах циркуляції газу.

1. Основною проблемою при дослідженні різних типів фонтанних покладів є динамічна взаємодія між рідинами і їхніми носіями – пористими середовищами. Фізичні і термодинамічні властивості рідин є параметрами, що впливають на особливість пластового режиму. Конденсатні поклади відрізняються тим, що термодинамічне поводження нафтових рідин служить контролюючи фактором їхнього режиму і промислової оцінки, тому конденсатні поклади розглядають окремо, хоча гідродинамічні явища в них контролюються тими ж основними законами для плину рідин в пористому середовищі, що для нафти і природного газу, тому потрібно дуже обережно розглядати характеристику вуглеводневих рідин у конденсатних пластах. З конденсатних пластів добувають рідку вуглеводневу фазу, що звичайно називається конденсатом або дистилятом. Звичайно ця рідина безбарвна або має солом’яний колір і щільність 0,786 г/см3 і нижче, у порівнянні з видобутком нафти, вона зв’язана з високими газовими факторами. З фізичної сторони найбільш важливою характеристикою є те, що в пласті, з якого витягується конденсат є рідиною. У більшості пластових умов конденсат представлений вуглеводневою сумішшю в єдиній газовій чи на межі конденсації. Таке газове перетворення може відбуватися у середині пласта в результаті зниження тиску при ізотермічній ретроградній конденсації. Рідина, що утворена таким шляхом у пласті звичайно залишається в надрах.

Кількість рідини, що витягається, залежить від методів обробки газу, одержаного з свердловин чи через сепаратори, з метою витягу додаткового конденсату, що є присутнім у газовій фазі. Звичайно вважається, що конденсат не родовище складається з колектора, що містить газову фазу. Однак універсальності подібних умов не можна спостерігати чи очікувати заздалегідь. Якщо рідина конденсатного пласта представлена ненасиченим газом, тобто єдиною фазою, все одно вона не може знаходитися в рівновазі з рідкою фазою.

Типовий склад конденсатного газу і газонафтової суміші

Вуглеводи	Насичений пар газ	Насичений пар конденсат	Насичений пар пластова рідина	Газонафтова суміш газ	Газонафтова суміш нафта	Газонафтова суміш пластова рідина
Метан	58,69	-	82,38	80,53	0,31	45,26
Етан	4,45	-	4,28	5,37	0,14	3,07
Пропан	3,64	0,19	3,51	3,85	0,33	2,3
Ізобутан	1,57	2,53	1,61	3,7	0,97	2,5
Н-бутан	3,06	2,22	3,03
Ізопентан	0,35	6,77	0,6	2,09	1,97	2,04
Н-пентан	0,45	6,37	0,68
Гексан	0,34	17,36	0,99	1,17	2,49	1,75
Гептан і вище	0,45	63,56	2,92	3,29	93,79	43,08
СУМА	100	100	100	100	100	100
Молекул вага гептанів і більш важк вуглеводнів	-	-	133	-	200	-

Лекція №18

Характеристика пластів нафтогазових і газоконденсатних родовищ

1.Класифікація і характеристика систем розробки.

2.Принцип виснаження конденсатних пластів.

Система розробки родовищ передбачає рішення і здійснення постійних заходів, введення на багато пластових родовищах експлуатаційних об’єктів і введення їх в експлуатацію. Визначення числа свердловин, розміщення їх на експлуатаційному об’єкті і порядок введення їх в роботу. Встановлення режиму роботи експлуатаційних, а інколи і нагнітальних свердловин, визначення їх дебітів або витрат забійних тисків і зміна їх показників у часі, регулювання балансу пластової енергії в покладах нафти або газу, шляхом впливу на пласт в цілому.

Систему розрахунку родовищ можна класифікувати по характеру або по порядку здійснення зазначених заходів у такий спосіб: 1) експлуатовані об’єкти на багато пластових родовищах підрозділяють на базові (основні) і поворотні. У якості базисних вибирають відносно більше вивчені, а також порівняно більш великі (по запасам нафти і газу) і більш продуктивної (по продуктивності свердловин). Поворотними об’єктами можуть бути свідомо менші по запасам нафти і газу. Розробка не може передбачатися шляхом повернення свердловини з базисного об’єкта.

2) розміщення свердловин на об’єктах може бути рівномірним на покладах з нерухомими контурами нафтоносності або з рівномірним розподілом пластової енергії по тріщинам або рядами на покладах з контурами, що переміщаються (нафта-вода, вода - нафта).

3) порядок введення експлуатаційних свердловин може бути одночасним. Умовно одночасним можна вважати введення свердловини в експлуатацію в плині 1-3 років розробки об’єкта. Цей період не буде мати дуже істотного значення в загальному терміні розробки родовища. Система розбурення, що згущається доцільна на великих по розмірах об’єктах зі складною геологічною будовою пластів. За даними буріння і дослідження свердловин першої черги уточнюється геологічна будова неоднорідного пласта (покладу) в результаті чого може бути змінена схема розміщення, а інколи необхідне більше число свердловин при подальшій розробці об’єкта. Економічна ефективність досягається за рахунок скорочення числа свердловин, треба включати буріння не продуктивних або малопродуктивних пластів або переміщення частини свердловин другої черги, більш сприятливої геологічної будови по повзучій системі (такий порядок може виникнути у зв’язку з особливостями болотистої місцевості), тому доцільно починати буріння рядів свердловин, що розташовані ближче до лінії живлення (природної або штучної)

4) по методах регулювання пластової енергії системи розробки бувають зі штучним заводненням пластів або з нагнітанням газу у пласт. Розглядаються наступні системи штучного заводнення при розробці пласта: при контурне, за контурне, внутрішньо контурне (основне). Термін розробки родовищ при за контурному заводненні, який різко подовжується при цьому, а поклади нафти в центральній частині покладу вимушено консервуються. На практиці застосовуються такі види внутрішньо контурного заводнення: розрізування покладу нафти рядами вод, нагнітальними свердловинами по площі самостійної розробки; блокове – розрізування покладів поперечними рядами свердловин на блоки, в межах яких розміщується не парне число рядів експлуатаційних свердловин; вибіркове заводнення, коли нагнітальна свердловина вибирається з числа пробурених по рівномірній сітці свердловин за результатами попередніх розрізів або продуктивних відкладень і гідродинамічних досліджень; майданне заводнення, коли нагнітальні свердловини розміщені між експлуатаційними.

2. Якщо б ретроградні явища були відсутні в конденсатних пластах, то конденсаті поклади вели б себе так як газові родовища. Видобуток конденсату був би прямо пропорційним кількості відібраного газу. Пластовий тиск знижується лінійно з збільшенням загального добору. За винятком впливу площі скорочення колектору, завдяки повільній зміні коефіцієнта відхилення газу з тиском. У результаті ретроградної конденсації у міру падіння тиску може відбутися втрата вмісту газової фази. Отже, боротьба з цими втратами представляє суттєві задачі по оцінці і встановленню режиму розробки конденсатного родовища. Падіння тиску при постійній сполуці суміші, що виникає на практиці характеризує проблеми розробки конденсатного покладу. Якщо, навіть, додавати воду, як безупинну рідку фазу однакова проникність буде менша. Більш імовірно, що конденсат розподіляється у пласті як розсіяна фаза.

Промислове значення втрат рідкої продукції в пласті, завдяки конденсації залежить від достатку нафти в пластовій рідині початкового газового фактора і фактичних втрат ретроградної конденсації. В принципі, можна запобігти великій частині втрат шляхом циркуляції газу в покладу. циркуляція – процес накачування „сухого” газу. Конденсатний поклад для заміщення пластового жирного газу. Підтримка пластового тиску і попередження ретроградної конденсації рідкої фази в пористому середовищі. З фізичної точки зору циркуляція є позитивним чинником. Її практичне значення визначається цілком промисловим балансом між вартістю операцій і приростом видобування конденсату в порівнянні з процесом виснаження пластового тиску. У основному це визначається додатковими втратами по проходці нагнітальної свердловини, стиску обробленого газу до тиску, що існує на головці нагнітальної свердловини, що забезпечить ефективність на визначеному етапі. Обсяг закачуваного газу визначається видобутком залишкового нафтовмісної одиниці вуглеводневого порового простору на загальний поровий простір вуглеводнів, що витісняють газ протягом всього експлуатаційного періоду за умовами, що мають установки по переробці газу, як при її використанні так і без неї. Втрати від ретроградної конденсації, що є основною причиною циркуляції газу визначається за допомогою аналізу пластових рідин. На противагу майданному розподілу нагнітальним свердловинам, яке звичайно використовують при вторинній експлуатації свердловин при циркуляції газу, звичайно характеризується розподілом нагнітальних свердловин від експлуатаційних.

У конденсатних родовищах часто застосовується розміщення свердловин за схемою розміщення свердловин двома рядами при циркуляції газу в покладі.

Лекція № 19

Регулювання розробки нафтових пластів

1. Основні принципи регулювання розробки нафтових пластів.

2. Контроль за розробкою родовищ.

У процесі розробки пласту умови розробки постійно змінюються. По мірі вироблення нафти або газу під впливом наступаючої води чисто нафтова площа скорочується. У продукції, що добувається велику частину площі починає займати вода, що приводить до зменшення продукції, сильно зменшуються дебіти свердловин і загальний видобуток нафти при проривах газу з газової шапки в експлуатаційні свердловини. Для того, щоб підтримати сильно заводнені і загазовані свердловини, їх виключають з експлуатації, а замість них вводять в експлуатацію н6ові ряди свердловин або ущільнюють сітку вже існуючих свердловин (звичайно в межах чисто нафтової площі). З метою підвищення добору рідини і видобуток нафти форсують також дебіти свердловин з одночасним збільшенням обсягів закачуваної води в пласт.

Регулювання процесів розробки складається з 3 головних елементів: обґрунтування розміщення свердловин, що забезпечує найбільш повне охоплення процесом витіснення нафти, повноцінне витіснення нафти, повноцінне вироблення запасів, у процесі розробки; регулювання доборів рідини і накачування води в свердловини для досягнення максимального коефіцієнта витіснення нафти; контроль за правильністю розробки.

Принцип регулювання розробки в умовах витіснення нафти водою. Необхідно враховувати наступні риси: вироблення запасів нафти відбувається тільки в зоні, де просувається фронт води; зовнішній контур нафтоносності не рухається. Запас нафтового заводнення вибирають поступово, залежно від обсягу води; щілини нафти, що утворюються внаслідок лінзовидності, формуються лише після проходження фронту води.

Принципи регулювання розробки нафтогазових покладів. Нафтовіддача, що досягається при розробці нафтогазових покладів значно нижча, ніж при витісненні нафти водою, тому в усіх випадках, коли є сприятливі умови для здійснення заводнення його використовують. На газових покладах з нафтовою облямівкою значне поліпшення умов умов розробки досягається при застосуванні різновиду внутрішньо контурного заводнення.

Регулювання розробки при режимі розчиненого газу. Характерними рисами розробки в умовах режиму розчиненого газу є зниження початкових дебітів свердловин, пробурених пізніше і підвищення газового фактора в процесі експлуатації до максимальних величин з наступним його падінням. Цей ріст є неминучим і запобігти йому не можливо, тому існує точка зору, що в умовах режиму розчиненого газу регулювання розробки безрезультатне, однак з цим не можна погодитись.