ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Метод полного перебора. Задача выбора оптимального места расположения решается полным перебором и оценкой всех возможных вариантов размещения распределительных центров и выполняется на компьютере методами математического программирования.

Эвристические методы. По существу, метод основан на "правиле Парето", т. е. на предварительном отказе от большого количества очевидно неприемлемых вариантов. Таким образом проблема сокращается до управляемых размеров с точки зрения количества альтернатив, которые необходимо оценить.

Метод определения центра тяжести физической модели системы распределения. Метод аналогичен определению центра тяжести физического тела (рис. 3). Если распределительный центр разместить в точке района, которая соответствует точке центра тяжести изготовленной модели, то

потери по распределению материального потока на территории района будут минимальны[2].

Рис. 3. Определение места расположения КНС

Методом определения центра тяжести можно оптимизировать, например, размещение существующей КНС, снабжающей нагнетательные скважины. Задача определения точки территории, соответствующей центру тяжести физической модели системы распределения, может быть решена с помощью известных математических формул. В качестве примера найдем место для размещения КНС в системе ППД, обслуживающей пять нагнетательных скважин (рис. 4). Нанесем на карту района обслуживания координатные оси и найдем координаты точек, в которых размещены потребители материального потока, нагнетательные скважины (на рис. 4 указаны номера условных скважин, в скобках – их приемистость).

181

Рис. 4. Определение места расположения КНС методом поиска центра тяжести физической модели системы распределения

Координаты центра тяжести потоков, т.е. точки, в которой может быть размещена КНС, определятся по формулам 1.1 и 1.2:

где - приемистость i-ой скважины; x, y - условные координаты нагнетательных скважин; n – количество нагнетательных скважин.

Найденная точка территории (64;40) будет являться субоптимальной для данной системы ППД, так как не учитывает потери давления, а лишь минимизирует длину трубопровода относительно приемистости. Несмотря на это, подобрать приемлемое место для КНС позволит последующий анализ мест размещения с учетом минимальных потерь давления.

В результате подсчета, где в качестве весового значения будет взят квадрат приемистости, можно получить гидравлически оптимальный (исходя из формулы Дарси-Вейсбаха) вариант расположения КНС относительно потерь. Путем незначительного увеличения длины трубопровода относительно предыдущего варианта, достигается значительное уменьшение потерь давления. Формулы 1.1 и 1.2 преобразуются в 1.3 и 1.4 соответственно:

На первый взгляд, уменьшение диаметра труб системы ППД также должно оказывать только положительное влияние: уменьшение капитальных затрат на строительство (трубы меньшего диаметра требуют меньше сырья), увеличение давления и напора, по сравнению с трубами большего диаметра. Однако, использование труб малого диаметра не настолько полезно, как кажется. Одна из проблем – несоответствие технологии заводнения с сохранением экономии денежных средств. Трубы малого диаметра имеют меньшую пропускную способность, по сравнению

182

со стандартными, тогда как технология заводнения и само предназначение ППД обязывает закачивать в пласт колоссальные объемы жидкости. Также малый диаметр труб увеличивает потери давления.

Так, диаметр влияет на металлоемкость трубопровода по формуле 2:

где L – длина трубопровода; d – внешний и внутренний диаметры трубопровода.

Таким образом, уменьшение текущих затрат с помощью минимизации диаметра труб должно проводиться с учетом возрастающих капитальных затрат. Удобно использовать стоимость прокладки трубопроводов различных диаметров относительно условной длины, умноженной на протяженность.

Для того чтобы из множества вариантов выбрать один, необходимо установить критерий выбора, а затем оценить по нему каждый из вариантов. Таким критерием, как правило, является критерий минимума приведенных затрат, то есть затрат, приведенных к единому годовому измерению. Величину приведенных затрат определяют по следующей формуле 3:

где Зп - приведенные затраты по варианту; Сэ - годовые эксплуатационные расходы системы ППД; К -капитальные вложения в строительство распределительных центров, с учетом ; Т - срок окупаемости варианта.

Для реализации принимается тот вариант системы распределения, который обеспечивает минимальное значение приведенных (годовых) затрат.

Все это указывает на необходимость решения задач планирования мероприятий по управлению гидросистемами ППД посредством изменения структуры и технических свойств элементов в системном контексте. Это возможно только при условии использования модели, которая при изменении исходных параметров гидросистемы позволяла бы прогнозировать комплексный режим ее работы.

Список литературы

1.Королев М.С. Оптимизация систем поддержания пластового давления. -

СПб: Недра, 2013. – 176 с.

2.Гаджинский А.М. Логистика. Учебник для высших и средних специальных учебных заведений, Издание второе. М, 1999.

183

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОВЫШЕНИЯ ВЯЗКОСТИ ВЫТЕСНЯЮЩЕГО АГЕНТА С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Клепак Д.Н., Хайруллин А.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Как известно вытеснение нефти из пласта во многом зависит от совместного течения двух несмешивающихся фаз – нефти и воды. Совместное течение этих двух жидкостей можно наглядно охарактеризовать графиком относительных фазовых проницаемостей. Для начала - проницаемость горной породы - это способность горных пород фильтровать сквозь себя флюиды при наличии перепада давления. Существуют разные виды проницаемостей: абсолютная, фазовая и относительная фазовая проницаемости. Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней всего лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость используется для характеристики физических свойств горных пород. Фазовая называется проницаемость пород для данной жидкости при наличии или при движении в порах многофазных систем. Относительной проницаемость называется отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Для оценки проницаемости горных пород обычно используют линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

(1)

где U – скорость линейной фильтрации; µ - динамическая вязкость; p – перепад давления;L – длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуются коэффициентом проницаемости:

(2)

Законом Дарси можно описать движение одной из фаз в совместном течении, если определить фазовую проницаемость, но мы сможем найти скорость только одной из фаз, нам же необходима характеристика многофазного течения флюида в пласте. [1]

Отношение k\µ называется подвижностью среды.

Решение необходимой задачи находится в функции БаклеяЛеверетта. Математически эта функция записывается так:

(3)

где F – функция Баклея-Леверетта;Uв – скорость течения воды;Uн – скорость течения нефти.

184

Данная функция представляет собой отношение скорости фильтрации вытесняющей фазы к суммарной скорости, и равна объемной доле потока вытесняющей жидкости (воды) в суммарном потоке двух фаз.

Если записать скорости течения фаз с помощью закона Дарси, то получим следующее:

(4)

где µв,µн – вязкости воды и нефти соответственно;kн*, kв* - относительная фазовая проницаемость нефти и воды соответственно.

Мы получаем функцию Баклея-Леверетта, которая зависит от относительных проницаемостей и вязкостей фаз совместного потока.

Пример относительных проницаемостей,полученных эмпирическим методом относительно водонасыщенности пласта (рис. 1).

Рис. 1. Относительные фазовые проницаемости. Кн – по нефти, Кв – по воде

Используя полученные данные можно построить функцию БаклеяЛеверетта (при вязкости воды 2мПа*с и вязкости нефти 8мПа*с) (рис. 2).

185

Рис. 2. Функция Баклея-Леверетта

Данная функция показывает скорость воды относительно суммы скоростей нефти и воды. Как видно на графике примерно в диапазоне водоносыщенности от 0.45 до 0,6 д.е. отношение скорости воды к суммарной скорости фаз растет очень быстро, что означает быстрый рост скорости фильтрации воды относительно скорости фильтрации нефти, что в свою очередь ведет к быстрому обводнению скважин.

Так как повлиять на график относительных фазовых проницаемостей мы не можем, и на вязкость нефти в целом тоже, мы имеем оставшийся инструмент – вязкость воды. Изменяя данный показатель мы можем влиять на функцию Баклея-Леверетта, изменяя показатели вытеснения нефти водой.

Оставив вязкость нефти неизменной, поменяем значение вязкости воды с 3мПа*с на 20мПа*с, получим такой график (рис. 3).

186

Рис. 3. Функция Баклея-Леверетта.

Сплошная и пунктирная линия – значения функции при вязкостях воды 2мПа*с и 20мПа*с соответственно.

Скорость воды в потоке начинает занимать большую долю только после возрастания водонасыщенности примерно в 0,57-0,6 д.е., что говорит о более долгой безводной добычи нефти, медленного возрастания обводненности и более позднего наступления периода работы скважины с большим обводнением.

Метод повешения вязкости вытесняющего агента не рентабелен в использовании на пластах с высокой водонасыщенностью, то есть этот метод не помогает на месторождениях которые уже долгое время находятся в разработке с использованием нагнетания воды в пласт, так как изменение вязкости мало влияет на стремительный рост скорости фильтрации воды двухфазного течения в водонасыщенных зонах.

Так же существует задача повышения вязкости воды до определенного значения, рентабельного для использования под нагнетание в пласт и полезного для выработки запасов, всевозможными водными примесями, которые в свою очередь не будут адсорбироваться на поверхности пор и не будут кольматировать их.

Список литературы

1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов. – 4-е изд., стереотипное. Перепечатка с третьего издания1982г. – М.: ООО ТИД “Альянс”, 2005. – 311 с.

187

2.Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовыхместорождений. Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 215с.

3.Басниев К. С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г. Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. – 544с.

ИЗУЧЕНИЕ СТРОЕНИЯ АДСОРБЦИОННОГО СЛОЯ ПАВ НА ПОВЕРХНОСТИ ТВЕРДОГО ТЕЛА И ЕГО ВЛИЯНИЯ НА ФИЛЬТРАЦИЮ НЕФТИ И ВОДЫ

Салихов Р.Ш., Пахаруков Ю.В., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Вусловиях перехода многих нефтяных месторождений в завершающую стадию разработки, характеризующейсяпадением уровней добычи нефти и высоких значений обводненности, актуальность технологий направленных на снижения доли воды в добывающей продукции, возрастает. Одним из методов позволяющих решать поставленную задачу является применение гидрофобизирующих добавок.

Данная технология показала свою эффективность как для обработки добывающих скважин с целью повышения фазовой проницаемости по нефти, снижения доли воды в потоке, так и для уменьшения негативного влияния глинистости коллектора на процесс фильтрации нефти. Существуетположительный опыт по закачке гидрофобных агентов в пласт через нагнетательные скважины [1,2]. В данном случае такого рода технология рассматривается как метод повышения нефтеотдачи пласта.

Действие гидрофобизирующих веществ обусловлено их адсорбцией на поверхности твердого тела с образованием молекулярногослоя, изменяющей характер смачивания. В большинстве случаев в качестве таких агентов, применяют поверхностно-активные вещества [3]. Такой выбор обусловлен прежде всего дифильным строением молекул ПАВ.

Несмотря на достаточно высокую эффективность метода, распределению адсорбированного вещества на поверхности породы, а также влиянию структуры адсорбированного слоя на процесс фильтрации нефти и воды уделяется недостаточно внимания.

Вданной работе приведены исследования структуры адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ «НеонолБС-1» и «ГКЖ-11» на поверхности твердого тела с применением атомно-силового микроскопа. Изучение строения адсорбционного слоя проводилось на поверхности слюды.

Для исследования структуры адсорбционных слоев применялись растворы ПАВ в диапазоне концентраций от 0.1% до 5% масс. Модифицирование поверхности проводилось следующим образом: пластинку слюды помещали в раствор поверхностно-активного вещества на 30 минут. Затем

188

пластины выдерживались при комнатной температуре в течение 3-х часов, далее в сушильном шкафу в течение 5 часов при температуре 80 ̊С. По завершении работ, проводили сканирование поверхности.

При концентрациив растворе 5% ПАВ (рис. 1) Неонол БС-1 и ГКЖ11 полностью покрывают поверхность твердого тела и образуют сплошной адсорбционный слой. Высокое значение толщины адсорбционного слоя, вероятнее всего связано с образованием полислоя адсорбированного вещества.

Рис. 1. Трехмерное изображение поверхности с нанесенным адсорбционным слоем, концентрация ПАВ 5% (а-Неонол БС-1; б-ГКЖ-11)

Образование сплошного слоя происходит при значении концентрации в растворе поверхностно-активного вещества 1% (рис. 2). На полученных изображениях поверхности. Помимо полного покрытия поверхности слюды молекулами ПАВ, происходит адсорбция в виде отдельных агрегатов.

Рис. 2. Трехмерное изображение поверхности с нанесенным адсорбционным слоем, концентрация ПАВ 1% (а-Неонол БС-1; б-ГКЖ-11)

При концентрации в растворе ПАВ 0.1% образование сплошного адсорбционного слоя не происходит. Адсорбция Неонола БС-1 (рис. 3.а) происходит в виде отдельных «островков», адсорбция ГКЖ-11 (рис. 3.б) происходит в виде отдельных протяженных каналов.

189

Рис. 3. Трехмерное изображение поверхности с нанесенным адсорбционным слоем, концентрация ПАВ 0.1% (а-Неонол БС-1; б-ГКЖ-11)

В работах [4,5] предложена теоретическая модель процесса ускорения фильтрации нефтяных капель при течении в капилляре с частичным адсорбционным слоем. Отмечается, что движение коллоидной частицы зависит от размера расположенных гидрофобных “частиц”. Чем меньше размер периодически расположенных «островков» и больше потенциал электрического поля, создаваемый этими телами, тем быстрее будет движение нефтяных капель в жидкости.

Завершающий этап исследовательских работ заключался в оценке влияния адсорбции гидрофобных частиц на основные показатели разработки на примере залежи нефти. При построении модели и проведении расчетов использовалось специализированное программное обеспечение компании Roxar (TempestMore 6.7, IrapRMS 2012.0.2.1).

Модель представляет собой однородную по пористости и проницаемости нефтенасыщенную залежь размером 700×700 м, шаг конечноразностной сетки – 1 м. Построение геологической модели осуществлялось на основании результатов интерпретации геофизических и гидродинамических исследований месторождения Западной Сибири, а также исследования глубинных проб нефти. Основные геолого-геофизические характеристики модели представлены в табл. 1.