1________________________________________________________________

Плотность и вязкость пластовых флюидов.

Вязкость (дин.) – способность оказывать сопротивление движению слоев под действ. внешних сил.(Па*с)

Кинематическая вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой с учётом силы тяжести.

По закону Ньютона сила, возникающая между двумя перемещающимися слоями жидкости или газа, пропорциональна градиенту скорости в плоскости, перпендикулярной плоскости сдвига. Коэффициент пропорциональности называется динамической вязкостью µ. Отношение динамической вязкости µ к плотности называется кинематической вязкостью ν: ν=μ/ρ

Динамическая вязкость дегазированной нефти растёт с увеличением плотности нефти и уменьшается с ростом температуры. При наличии в нефти растворённого газа вязкость нефти снижается и может быть определена по графику или по эмпирической формуле. Вязкость влияет на время разработки и коэффициент нефтеотдачи, и зависит от: 1) природы; 2) от состава жидкости и газа; 3) от Т и Р.

Вязкость ограничивает способы эксплуатации скважин и транспортировку нефти. Она имеет определяющее значение при выборе ШГН-ЭЦН. Чем больше растворяется газ, тем резче снижается вязкость

Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности.

Единицы измерения кинематической вязкости: система СИ – [м²/с, мм²/с]; система СГС – [стокс (ст), сантистокс (сст)]; 1сст =1·10^-4 м²/с. С увеличением количества азота растворенного в нефти вязкость пластовых нефтей будет возрастать. Повышение давления вызывает увеличение вязкости, а температуры - уменьшение. Вязкость "сырых" нефтей больше вязкости сепарированных.

Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой. Динамическая и кинематическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа. С возрастанием температуры увеличиваются средняя длина пробега молекулы и средняя скорость движения молекулы, а, следовательно, и вязкость газа возрастает, несмотря на уменьшение плотности. Из графика видно, что с повышением температуры динамическая вязкость газов увеличивается:

Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объема: ρ = m / v [г/см3; кг/м3]. Плотность относительная (ρо) есть отношение абсолютной плотности нефти (ρн) к плотности воды (ρв) при 4оС: ρо=ρн /ρв. Плотность (ρн) и удельный вес (dн) не всегда совпадают. Под удельным весом понимается отношение веса нефти к весу воды того же объема. Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры, количества растворённого газа. С увеличением пластового давления плотность нефтей уменьшается до давления равного давлению насыщения, за счет увеличения количества растворенного газа.

2) По плотности (кг/м3): -особо легкая (<830); -Легкая (830,1-850); -Средняя (850,1-870); -тяжелая (870,1-895); -Битумозная (>895).

________________________________________________________________

Объемная упругость (сжимаемость) пластовых флюидов и горной породы и упругоемкость пластовой системы.

17. Сжимаемость нефтяных и природных газов.

С остояние газа при нормальных и стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:

где Р – абсолютное давление, Па; V – объём, м³;Q – количество вещества, кмоль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная, Па×м³/(кмоль×град). При повышенном давлении газ сжимается. Для учёта этого взаимодействия в уравнение вводится коэффициент сверхсжимаемости z, учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:

Физический смысл z заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева - Клайперона для высоких давлений.

Зная z, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

Упругость – свойство ГП сохранять свою форму и объем при снятии нагрузки. Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин. При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта. Упругие свойства горных пород описываются законом Гука: где β_с – коэффициент объемной упругости пористой среды; β_п – коэффициент сжимаемости пор; m – коэффициент пористости.; Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды (β_с) и наименьшего напряжения (σ_о): где m_o – пористость при начальном эффективном напряжении; Коэффициент объемной упругости пористой среды (β_с) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (β_n) и на пористость пород: . Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (β_с) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0.3 – 2·10^-10 [м²/н].

________________________________________________________________

Обводненность и водонасыщенность.

_ Обводненностью скважины называется относительное содержание воды в добываемой жидкости, обычно выраженное в процентах. Динамика обводнения нефтяных скважин обусловливается в основном характером обводнения нефтяных пластов. Как будет показано в последующих разделах, характер обводнения пластов-коллекторов весьма различен и зависит от свойств продуктивных пластов, начальных условий залегания нефти в пласте и системы разработки нефтяных месторождений. Но главное влияние на характер заводнения, а следовательно, и на динамику обводнения оказывает послойная и зональная неоднородность пластов. В первую очередь и интенсивно обводняются наиболее проницаемые прослои пласта, а слабопроницаемые слои заводняются очень медленно. Неравномерное обводнение пластов по их мощности и простиранию усиливается при высоком соотношении вязкости нефти и воды. [3] _ Производительность и обводненность скважин являются вторыми по важности показателями, определяющими величину прямых затрат на добычу. Самая высокая производительность у Ко - миТЭКа и Сибнефти, у них же самая низкая обводненность. Показатели ЛУКойла средние по этим позициям. У Сургутнефтегаза эти показатели малопривлекательны. [6]

Действительно, обводненность скважины зависит от обводненности элемента, в котором эта скважина расположена. Если вода проникла через границу ячейки, а значение водонасыщенности принято средним для ячейки при численном решении, то считается, что вода проникла во всю ячейку, а следовательно, и в скважину. Отсюда следует более ранний прорыв ее в скважину при численном решении. Затем в зависимости от обводненности ячейки добавочное сопротивление меняется, вследствие чего имеем иную картину изменения дебита жидкости по сравнению с эталоном при прорыве воды в скважину. При аппроксимации исходной области прямоугольной ( квадратной) сеткой получаемое решение близко к точному в точках, далеких от скважин. Однако время подхода фронта к скважине, форма языка, динамика обводнения скважины не могут быть достаточно точно определены с помощью равномерной прямоугольной сетки. [7]

Эксплуатация при обводненности скважин более 98 % может допускаться лишь в отдельных случаях, при сочетании благоприятных геологических и организационных условий, делающих продолжение их работы экономически целесообразным. [8]

_____ Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Qmax, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды Qn. В первой из них от gmax до ( ф на условном контуре вытеснения плавно понижается водонасыщенность по направлению к нефтена-сыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонеф-тяной смеси, в которой происходит постепенное вымывание нефти. Второй участок от ( Эф до Qn ( область / /) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от области / вымывания нефти к области / / / движения чистой нефти. При постоянной скорости вытеснения длина этой области остается приблизительно постоянной, поэтому ее принято называть стабилизированной зоной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров. [2]

_________________________________________________________

Проницаемость. Виды проницаемости.

__ Проницаемость ГП – фильтрационный параметр характеризующий способность ГП пропускать сквозь себя флюиды при создании перепада давления. Физический смысл k_прон: площадь поперечного сечения сообщающихся пустот, по которым идет процесс фильтрации флюида при соотв. перепаде давления. Для фильтрационной характеристики коллекторов принято 3 коэф. проницаемости:

1)коэффициент абсолютной проницаемости - (физическая проницаемость) – это проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной фазы (газ, жидкость): 1.Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью. 2.Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

2) коэффициент фазовой проницаемости – (эффективная проницаемость) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода). При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

3) коэффициент относительной проницаемости - отношение фазовой проницаемости к абсолютной; она зависит от фазовой насыщенности (S); фазовая насыщенность – отношение объема пор, занятых данной фазой к общему объему пор. Зависимость отражена в графиках – это графики зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности порового пространства для несцементированных песков.

S_вв-вода в пласте есть, но она неподвижна

S_вд-вода находится в связанном виде

А- начин.движ. нефти и воды в пласте

С-точка равных проницаемостей

Д- нулевая относительная проницаемость

В-фильтрация н. max

Значение коэф проницаемости в разных направлениях

Причины:

1) Характер формирования залежи (наличие непроницаемых слоев);

2)Характер укладки и окатаности зерен (коэффициент просветности параллельно. напластованию всегда выше);

3)Направление фильтрации пластовых вод в процессе формирования н. и г. залежей. (если фильтр. снижается, то происходит осаждение (цементирование) частиц и просветность становится еще меньше).

______________________________________________________________

Исследование распределения температуры по стволу работающей и остановленной скважины. Определяемые параметры.

____ Цель:определение геотермического градиента, геотермической ступени в остановленной скважине и геотермический градиент в работающей скважине.

Задачи:научить студентов используются данные термометрических исследований скважин определять продуктивные и поглощающие интервалы, теплофизические и гидродинамические параметры пласта.

При разработке нефтяных и газовых месторождений широко используются термометрические исследования скважин для решения следующего вида задач:

1. Первоначальное распределение температуры по пласту. По результатам исследования строят карты изотерм.

2. Распределение температуры по стволу остановленной скважины – кривые геотермограммы.

3. Распределение температуры по стволу работающей скважины.

4. Определение продуктивных или поглощающих интервалов.

5. Определение теплофизических и гидродинамических параметров пласта.

Кривая распределения температуры по разрезу ствола скважины, снятая в долго простаивающей скважине, называется геотермограммой (см. рис. 6.1). Отношение разности температур между двумя точками к разности глубин называется геотермическим градиентом и показывает интенсивность нарастания температур с глубиной. Величина обратная геотермическому градиенту называется геотермической ступенью (см. рис. 6.2). Для практических расчетов геотермическую ступень вычисляют по отношению к глубине 100м.

При работе скважины за счет конвективного переноса тепла пластовой жидкостью или газом и теплопередачи в окружающую среду естественное распределение температуры вокруг ствола скважины нарушается за счет теплофизических параметров пласта и жидкости:

__ __________________________________________________________

Факторы, влияющие на изменение температуры при движении флюида по стволу скважины.

___ 3.Основные признаки термометрии для решения задач в скважинах

В нагнетательных скважинах

Определение нарушения герметичности колонны в зумпфе. Состояние в зумпфе исправное, если термограммы при закачке и изливе в зумпфе на расстоянии 1.5-2 м вниз от подошвы нижнего перфорированного пласта и до забоя повторяют друг друга по форме. Состояние в зумпфе нарушено, если термограммы при закачке и изливе в зумпфе в интервале перетока расходятся, причем градиент температуры при изливе ниже, чем при закачке. Термограммы выше и ниже нарушения колонны монотонны. (Датчик термометра должен быть чист.)

Определение нарушения герметичности свободной колонны выше интервалов перфорации. Критериями являются: скачкообразное изменение градиента температуры на замере при изливе; изменение градиента температуры на замере при закачке (если в нижерасположенной части скважины приемистость <30-40 м3/сут); пикообразная аномалия охлаждения (разогрева) на временных замерах в интервале времени 0 - 40ч-45 мин после прекращения закачки.

Определение нарушения герметичности НКТ и колонны, перекрытой НКТ.

Нарушение НКТ: отмечаются аномалии на замерах в интервале времени 0-2 мин после:

1) перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м3/сут;

2) прекращения закачки;

3) перевода с максимальной закачки на ограниченную закачку с величиной приемистости не более 10-12 м3/сут.

Нарушение колонны: отмечаются температурные аномалии на замерах в интервале времени 5-12 мин после:

1) перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м3/сут;

2) прекращения закачки;

3) перевода с максимальной закачки на ограниченную с величиной приемистости не более 10-12 м3/сут.

Определение движения жидкости по пластам: наблюдаются аномалии на температурных замерах в интервале времени от 18 мин и более после:

1) перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м3/сут;

2) прекращения закачки;

3) перевода с максимальной закачки на ограниченную с величиной приемистости не более 10-12 м3/сут.

(На этих замерах не отмечаются аномалии в интервале времени 15-18 мин.)

Определение принимающих интервалов. Признаками принимающих интервалов являются изменение градиента температуры в интервале перфорированных пластов на замерах при закачке и охлаждение в интервале пласта на замерах в остановленной скважине.

Определение заколонного перетока вверх от интервала перфорации. На переток указывает аномалия охлаждения в неперфорированных пластах в интервале перетока на замерах термометром через 1.5-2 часа и более после прекращения закачки, изменение градиента на термограмме при закачке или аномалия калориметрического смешивания, приуроченные к кровле верхнего перфорированного пласта.

Определение заколонного перетока вниз от интервала перфорации. Признаки перетока ниже интервалов перфорации: немонотонность и расхождение термограмм, зарегистрированных при закачке и изливе в зумпфе.

В добывающих скважинах

Выделение работающих пластов. Приток жидкости из перфорированных интервалов характеризуется дроссельным и калориметрическим эффектами. Приток из нижнего перфорированного пласта отмечается следующими признаками: изменение температуры относительно геотермического распределения против перфорированного пласта; излом термограммы (изменение температурного градиента) относительно геотермы; плавная затянутость температурной кривой между перфорированными пластами.

Нижняя граница притока соответствует точке с максимальной крутизной участка повышения температуры. Верхняя граница притока соответствует точке нарушения монотонности повышения температуры при движении по кривой сверху вниз к кровле перфорированного пласта.

Признаками притока из верхнего перфорированного пласта являются: изменение температуры против пласта относительно температуры потока в подошвенной части пласта; излом термограммы относительно ее наклона ниже перфорированного пласта. Границам притока соответствуют точки изменения наклона температурной кривой.

Определение мест нарушения обсадной колонны. Признаки нарушения герметичности обсадной колонны на термограммах те же, что и при выделении работающих пластов, а аномалии также обусловлены дроссельным и калориметрическим эффектами. Обычно в зумпфе нарушение отмечается аномалией дроссельного разогрева, выше перфорированных пластов - аномалией калориметрического смешивания.

_____________________________________________________________

Технологические показатели режимы работы скважины: дебит, забойное давление, обводненность.

_ Показатель разработки:

1)годовая добыча нефти(Qн, т) 2)воды(Qв т) 3)жидкости(Qж ) 4)обводненность W(массовая и объемная, %) Qв/Qж 5) накопленная добыча нефти (⅀Qн) (с самого начала разработки на 1 января) 6)накопл добыча воды 7) накопл добыча ж-ти 8)газовый фактор (G-на поверхности) м³/м³ 9)годовая закачка агента (Qзак, ) 10)суммарная закачка(⅀Qзак) 11)фонд доб СКВ (nд) 12)фонд нагн,резерв,спец скв 13)компенсация отбора жидкости закачкой (%) 14)суммарная компенсация отбора жидкости закачкой 15) Среднесут. дебит СКВ по нефти, т/сут (если одной скважины, то разделить на кол-во скважин) где α-коэф эксплуатации(0,92-0,95) 16) Среднесут. Дебит СКВ по ж-ти 17) (текущие и суммарные), д. ед. 18) д.ед., или КИН-коэф вытеснения нефти из пласта показывает полноту извл нефти из охваченного заводнением V залежи. Определяется в лаб условиях путем длительной промывки образца гп взятого из продуктив пласта до полного обводнения струи ж-ти выходящей из керна и представляет собой отношение V вытесненной нефти из керна к первонач содержанию V нефти в образце

Технологический режим работы скважины, содержит такие показатели, как: Пласт, № скв., Н эфф., Рбуф., Рлин., доп.оборудование (сепаратор….), D штуцера, Qгаз, удельн. вес(ρ), Рзаб.,, Рзат., Рпл., депрессия, Кпродуктивности, добыча в месяц, период. режим. Кпрод показывает сколько мы получим жидкости из скважины в м3 при депрессии в 1 МПа. Период нарастающей добычи характеризуется разбуривпанием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающейся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добывают основные запасы газа из месторождения (60-70%). Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводненности при водонапорном режиме разработки залежи. Изменение во времени показателей разработки газового месторождения при газовом режиме и равномерном размещении скваж

___ Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений.

Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и эксплуатации месторождения, путем изучения его геологического строения, проведения газогидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата.

Правильность выбранного технологического режима работы скважин в значительной степени зависит от количества и качества накопленной информации. Перечень факторов, влияющих на технологический режим, настолько велик, что затрудняет полный их учет при практических расчетах, причем некоторые из них не поддаются регулированию или теоретически недостаточно разработаны для практического использования.

В целом имеющиеся теоретические и практические исследования позволяют выделить некоторые основные факторы, по которым устанавливают технологический режим работы скважин с учетом имеющейся информации о залежи.

Как правило, на каждом конкретном месторождении можно выделить один определяющий фактор, по которому устанавливается технологический режим работы скважин. В отдельных случаях при выборе технологического режима возможны варианты одновременного учета двух и более определяющих факторов. Наиболее. существенные факторы, влияющие на технологический режим, следующие. "

Устойчивость газоносных пластов к разрушению.

Наличие на забое скважины столба жидкости или песчаной пробки.

Наличие подошвенной воды.

Одновременный приток подошвенной воды и газа в скважину.

Температура пласта, окружающей ствол скважины среды, гидратообразования.

Наличие агрессивных компонентов в составе газа при различных концентрациях, давлениях, температурах и скоростях потока.

____________________________________________________________

Коэффициент гидропродности.

______ 2) коэффициент гидропроводности пласта

 

;      ;                                           (3.4)

К и e связаны между собой.

.                                           

__________________________________________________________

Коэффициент пьезопроводности.

___ Коэффициент пьезопроводности позволяет дать количественную оценку перераспределения давлений в пласте, а также определить время, в течение которого распространится и установится понижение давления от возмущающей скважины к реагирующей, если известны расстояние от возмущающей скважины до реагирующей и величина понижения давления в них. [2]

Коэффициент пьезопроводности определяют либо по наблюдению за реагированием скважин на возмущение соседних скважин, либо по кривым восстановления давлений. [3]

КОЭФФИЦИЕНТ ПЬЕЗОПРОВОДНОСТИ ПЛАСТА (а²) — служит основной характеристикой процессов перераспределения пластовых давлений — определяет темпы изменения пластового давления:  , где   ; — коэф.проницаемости пласта; β* — коэф.упругости пласта; μ — динамическая вязкость жидкости; к_ф — коэф.фильтрации пласта; γ — вес единицы объема жидкости; К — динамический коэф.фильтрации (Щелкачев, 1948). _____________________________________________________________

Исследование на установившихся режимах работы скважины. Определяемые параметры.