Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред

Российский государственный  университет нефти и газа

имени И.М.Губкина

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

 

 

 

 

 

 

Реферат

по теме: «ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД»

 

 

 

 

Выполнила: магистрант группы РНМ-12-01

Феофанова Анна

Проверил: Красновидов Е. Ю.

 

 

 

 

Москва, 2013 

Приток жидкости и газа из пласта в 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.

Водонапорный режим газовых  месторождений, так же как и 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 сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии  расходуются на преодоление сил  вязкого трения при перемещении  жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных сил.

 

СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ

Гидравлические сопротивления  во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений 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.

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. 6.1).

Рис. 6.1. Схема  деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре.

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:

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 аномальными свойствами, в  частности повышенной вязкостью, и  поэтому они неподвижны

Следовательно, с началом  движения столбика нефти в капилляре  возникнет сила трения, обусловленная  давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик  нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

Разность давлений, созданных  менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:

 

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 невелики. Но в пористой среде столбики 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. При переходе глобул и шариков  нефти, воды или газа из широкой части канала в суженую вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

 

ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ  ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ  И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ

На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела  между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело-жидкость.  Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоёв поверхностно-активных компонентов нефти, например кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зёрен.

В таких случаях может  наблюдаться непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки поровых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок.

Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60-б5°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости  расхода от депрессии) при изменении  режима фильтрации углеводородных жидкостей  в пористой среде.

Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых  отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывай  забой какими-либо средствами.

Другой причиной нарушения  закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона.

 

ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И 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 струёй 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. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Рис. 6.2. Изменение  нефтеводонасыщенности по длине  пласта при вытеснении нефти водой.

 

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax, соответствующего конечной нефтеотдаче  на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой  воды Sп.

При этом в пласте можно  отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, 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 (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

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

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, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения  нефти газом.

Свободный газ со снижением  давления вначале выделяется у твердой  поверхности, так как затрачиваемая  работа, необходимая для образования  пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от 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 перемежаются с 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 быстрее нефти  перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

 

НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ  РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ

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

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи  физически возможный коэффициент  нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы  значительные, нефтеотдача редко  достигает 70-80%.

Нефтеотдача 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 растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей 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.

Эффективность вытеснения нефти  газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и большим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее  проявляется энергия газа из газовой  шапки. В процессе расширения газа нефть  перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние  на нефтеотдачу залежей с газовой  шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов  условия гравитационного отделения  газа от нефти улучшаются, и эффективность  вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и  сложный характер строения порового пространства – причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при "поршневом" вытеснении нефти водой.