Характеристика процесса вытеснения нефти водой и газом

   МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  РФ

Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального образования

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Нефтетехнологический факультет

 Кафедра «Геология  и геофизика»

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Нефтегазопромысловая геология» на тему:

 «Характеристика процесса вытеснения нефти водой и газом»

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: студент 3-НТ-5

Ховрина Мария

Проверил: Марченкова Лариса Александровна

 

Самара, 2013

 

Введение

1. Источники  пластовой энергии и силы, действующие  в залежи

2. Общая  схема вытеснения нефти из  плата водой и газом

3. Нефтеотдача  пластов при различных условиях  дренирования

4. Роль  капиллярных процессов при вытеснении  нефти водой из пористых сред

5. Заключение

6. Список  литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Источники пластовой энергии  и силы, действующие в залежи

 

 

 

 

 

Приток жидкости и газа из пластав  скважины происходит под действием  сил, на природу и величину которых  влияют виды и запасы пластовой, энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

1) напором краевых вод;

2) напором газа, сжатого в газовой  шапке;

3) энергией газа, растворенного  в нефти и в воде и. выделяющегося  из них при снижении давления;

4) упругостью сжатых пород;

5) гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно  проявляющейся энергии вводят понятия  режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или  упруговодонапорный, гравитационный и  смешанный. В практике эксплуатации газовых месторождений встречаются  залежи, геологические условия которых  способствуют проявлению водонапорных, газовых или смешанных режимов. Водонапорный режим газовых месторождений  так же, как и у нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном  заводнении пласта. Газовый режим  залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда  единственным источником является энергия  самого сжатого газа, т. е. когда пластовые  воды не активны. Запасы пластовой энергии  расходуются на преодоление сил  вязкого трения при перемещении  жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин, на преодоление  капиллярных и адгезионных сил.

Гидравлические сопротивления  во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти  сопротивления в принципе аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер течения их в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдения за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Направление вытеснения

 
Столбика воды

Рис. 1.Схема  деформации капли нефти при её сдвиге

Чтобы представить  механизм проявления капиллярных сил  при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти  в цилиндрическом капилляре, заполненном  и смоченном водой (рис.1).

Под действием  капиллярных сил столбик нефти  будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при этом давление р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

2σ σ

Р= - (1)

R r

где σ - поверхностное натяжение на границе нефть - вода; R - "радиус сферической поверхности столбика нефти; r - радиус ее цилиндрической поверхности. Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают, по-видимому, аномальными свойствами, в частности, повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движении столбика нефти в капилляре возникает сила трения, обусловливаемая давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное на рис. 1 пунктирными линиями. При этом капиллярное давление, создаваемое менисками, станет равным соответственно для левого и правого менисков:

2σ 2 σ

Р’= ; P’’= (2)

R R’’

Разность этих давлений будет создавать  силу, противодействующую внешнему перепаду давлений,

2σ 2 σ

Рc= - (3)

R ‘’ R’

Учитывая, что

2σ

R =cos α

получим

2σ

Рc= (cos Θ’’-cosΘ’) (4)

r

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений  при движении пузырьков газа и  несмешивающихся жидкостей в  капиллярных каналах, впервые исследовано  Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть и невелики. Но в пористой среде столбики и четки образуются в больших количествах и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь  движется в капиллярах переменного  сечения, при этом происходит деформация капель и четок. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает противодавление

1 1

Р = 2σ - (5)

R ₁ R₂

где R₁ и R₂ — радиусы кривизны менисков глобул в суженной и расширенной части канала.

Водонефтяные смеси могут образовываться на протяжении десятков и сотен метров. Если бы эффект Жамена проявлялся в пласте так же интенсивно, как и в цилиндрических капиллярах, движение жидкостей в пористой среде было бы затруднено. По-видимому, эффект Жамена в пласте в значительной степени ослабляется вследствие сжимаемости газовых пузырьков и упругости жидкости и пород пласта. При этом происходит сдвиг не сразу всей массы смеси, а отдельных ее участков. Кроме того, в каналах неправильной формы жидкости могут иметь обходные пути между стенками каналов и пузырьков воды или газа.

2. Общая схема вытеснении  нефти из пласта водой или  газом

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся  и поддерживаются искусственно путем  нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется  внешними агентами — краевой или  нагнетаемой водой, свободным газом  газовой шапки или газом, нагнетаемым  в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных  деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой  и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент  движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти  замещающими ее агентами никогда  не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как  «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения  вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти, и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается  от максимального значения S_vах, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды S_П. При этом в пласте можно отметить три зоны (I, II и III). В первой из них, где водонасыщенность изменяется от S_vах доSф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть. Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти к зоне IIIдвижения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров

Рис. 2. Изменение  нефтеводонасыщенности по длине  пласта при вытеснении нефти водой

Аналогичное распределение газа и нефти в  пласте образуется при вытеснении нефти  газом. Разница главным образом  количественная в связи с различной  вязкостью воды и газа.

Так, вследствие небольшой вязкости газа «поршневое»  вытеснение им нефти может происходить  только при газонасыщенности породы, не превышающей 15 % от объема пор. При  увеличении газонасыщенности в потоке преобладает газ, и механизм вытеснения нефти будет заменяться механизмом увлечения ее струей газа. При газонасыщенности ~35% движется в пласте только один газ.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора.

Иногда  растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия  растворенного в нефти газа проявляется  в тех случаях, если давление в  залежи падает ниже давления насыщения  нефти газом.

Визуальные  наблюдения за процессом выделения  газа в тонких прозрачных пористых средах показывают, что даже при  интенсивном снижении давления большое  число пузырьков не образуется. Иногда на десятки тысяч пор приходится один пузырек, который увеличивается  в объеме за счет диффузии газа. При  этом уменьшается степень перенасыщения  нефти газом вблизи расширяющегося пузырька.

Свободный газ со снижением давления вначале  выделяется у твердой поверхности, так как затрачивается работа, необходимая для образования  пузырька у стенки (за исключением  случая полного смачивания поверхности  твердого тела жидкостью), меньшая, чем  необходимо для его образования  в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенные структуры увеличиваются в пористой среде.

Первые  газовые ячейки появляются в малопроницаемой  части пористой среды, затем они  вырастают в длинную узкую  газонасыщенную структуру. После достижения ею линзы с высокой проницаемостью рост газовых ячеек преимущественно  продолжается в этой свободной зоне потому, что капиллярное давление менисков препятствует движению газа в зоны с меньшим сечением капиллярных  каналов.

Вначале газовые пузырьки располагаются  далеко друг друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются  друг с другом. После образования  пузырьков газа они вытесняют  нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки еще перемежаются нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность  вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему перемещаться к скважинам быстрее нефти в зоны пониженного давления (к забоям) по газонасыщенным участкам.

3. Нефтеотдача пластов  при различных условиях дренирования

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между  начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

В лабораторной практике обычно измеряется нефтеотдача за безводный и водный периоды. При вытеснении нефти водой  из модели пласта поступает сначала  чистая нефть, а затем нефть с  водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной, и водной.

Объемы добываемой нефти в безводный  и водный периоды в различных  геологических условиях не одинаковы. В пологих структурах с большими площадями контакта воды и нефти  добыча нефти в водный период оказывается  более значительной и длительной. Поэтому необходимо выделять нефтеотдачу  в безводный и водный периоды  эксплуатации залежей. Конечные же нефтеотдачи  следует сравнивать с учетом водного  фактора (водный фактор - среднее количество извлекаемой воды, приходящейся на 1 т добываемой нефти).

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически  возможный коэффициент нефтеотдачи  значительно меньше единицы. Например, при разработке некоторых Залежей  на Биби-Эйбате (Азербайджанская ССР) за 25 лет эксплуатации коэффициент нефтеотдачи едва достигал 0,1. Даже в том случае, если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 0,7-0,8.

Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти  водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые  могут быть даже неограниченными  по сравнению с запасами энергии  свободного газа, сжатого в газовой  шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой  эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем  газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи  при вытеснении нефти водой может  благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и  нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем  газ.