Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Подвижность нефти единицы измерения


Единицы измерения проницаемости k.

В международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу для k (1.7), имеют размерности:

[Q] = м3/с, [] = Па*с, [L] = м,

[P] = Па, [F] = м2.

Следовательно:

При Q=1 м3/с, =1 Па*с, L=1 м, Р=1 Па, F=1 м2 получаем k=1 м2.

Таким образом, в Международной системе единиц (СИ) за единицу проницаемости 1 м2. Принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой поперечной площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па, расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1 м3/с. Физический смысл размерности k (площадь) отражает то, что k характеризует площадь снчения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Фазовая и относительная проницаемости горных пород.

В природе поры коллектора могут одновременно содержать нефть, газ, воду или две фазы из них. Для характеристики этого состояния вводят понятие нефте-, газо- и водонасыщенности коллектора, определяемые как отношение объема соответствующей фазы к объему всех пор в породе:

Практические исследования показывают, что:

  1. при фильтрации смесей флюидов проницаемость породы для одной какой – либо фазы меньше абсолютной проницаемости породы;

  2. фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы (основной фактор), физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред, градиентов давления.

Характер многофазных потоков (из 2-х или 3-х фаз) в пористых средах изучен экспериментально. Строят графики зависимостей относительной проницаемости от насыщенности порового пространства различными фазами.

Движение смеси нефти и воды. Относительные проницаемости нефтиkН и воды kВ:

(1.10)

где kН и kВ – фазовые проницаемости для нефти и воды, k -- абсолютная проницаемость коллектора.

Как видно из рис.4, если несцементированный песок содержит 20 % воды, относительная проницаемость воды остается нулевой (кривая kВ1).

Это объясняется тем, что при малой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах в виде неподвижных пленок и т.д. Но, в некоторой части пор вода все – таки имеется и поэтому фазовая проницаемость по нефти резко уменьшается с увеличением водонасыщенности. Если в порах содержится 30 % воды, относительная проницаемость нефти снижается в 2 раза. Отсюда следует практический вывод о необходимости мер для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения (спец. рецептуры буровых растворов).

Из рис.4 также следует, что при водонасыщенности песка 80 % относительная проницаемость для нефти равна нулю, т.е. остаточная нефтенасыщенность несцементированных песков (за счет капиллярных и молекулярных сил) составляет не менее 20 % (в песчаниках еще больше).

Другие факторы, влияющие на величину относительной проницаемости:

  1. физико-химические свойства жидкостей

  1. поверхностное натяжение на границе раздела жидкостей (при уменьшении поверхностного натяжения на границе нефть – вода снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды – рис.4)

  2. Щелочные воды (по сравнению с хлоркальциевыми) уменьшают поверхностное натяжение на поверхности нефть-вода, а также способствует лучшему отделению пленок нефти от породы;

  3. малопроницаемые породы меньше отдают нефть, т.к. подвижность нефти и воды в них невысока, в результате линии проницаемости располагаются, как правило, ниже, чем соответствующие кривые у коллекторов с меньшей проницаемостью.

Свойства проницаемостей пород:

  1. Сумма эффективных проницаемостей фаз (фазовых проницаемостей) обычно меньше абсолютной проницаемости породы;

  2. относительная проницаемость изменяется от 0 до 1;

  3. на относительную проницаемость пород влияют градиент давления, поверхностное натяжение на границе раздела сред, смачивающие свойства жидкостей.

В результате при моделировании процессов фильтрации жидкостей и газов необходимо создать следующие условия подобия:

  1. пористости – m;

  2. углов смачивания -- ;

  3. безразмерного комплекса:

или эквивалентное соотношение:

,

где  - поверхностное натяжение нефти на границе с водой, k – проницаемость, grad P- модуль градиента давления, V – суммарная скорость фильтрации обеих фаз.

  1. Геометрия порового пространства, распределение пор по размерам, свойствам и строению поверхности твердой фазы.

С учетом этого для практических расчетов необходимо использовать зависимость относительных проницаемостей, полученные опытным путем на представленных образцах керна пластов.

studfiles.net

V.1. Единицы измерения давления.

Количество просмотров публикации V.1. Единицы измерения давления. - 605

Глава V. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ЗАЛЕЖАХ НЕФТИ И ГАЗА

IV.3. Классификация залежей нефти и газа

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; hГ – высота газовой части; hН – высота нефтяной части.

Рис. 5. Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М. Максимов.

Продолжение рис. 5. Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота͵ объём. Высотой залежи

3. принято называть расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

4. Промышленные запасы нефти и газа - ϶ᴛᴏ количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ должна быть извлечено из залежи современными методами, принято называть извлекаемыми запасами. Стоит сказать, что для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта͵ зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

5. Водонефтяным контактом (ВНК) принято называть поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.

6. Внешний контур нефтеносности - ϶ᴛᴏ линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

7. Газовая шапка - ϶ᴛᴏ скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, ᴛ.ᴇ. нефть полностью насыщена газом. В случае если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.

8. Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объёма залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. В случае если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщинœе пласта за исключением глинистых пропластков.

9. Коэффициент нефтенасыщенности - ϶ᴛᴏ степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не всœе поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всœегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

10. Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.

По соотношению в залежи запасов нефти, газа и конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил семь классов залежей:

1. Нефтяные залежи, мало насыщенные газом. Это так называемая "мертвая" нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.

2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.

3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.

4. Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.

5. Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м3 газа.

6. Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см3/м3. Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.

7. Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см3/м3). Каждая залежь требует своих условий разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счёт следующих сил: сил всплывания нефти над водой, силы упругого напора – силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.

Наиболее популярной в нефтегазовой геологии является классификация залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделœены стратиграфически и тектонически экранированные залежи (рис. 5).

8. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

1. Пластовые сводовые залежи. Οʜᴎ образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

2. Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.

3. Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

4. Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

Типичными представителями пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами стратиграфически экранированных залежей являются залежи Шаимского нефтеносного района.

9. Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

1. Массивные сводовые (антиклинальные).

2. Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

3. Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

Примерами массивных сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в т.ч. такие гигантские залежи, как Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубинœе 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.

10. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Размещено на реф.рфЧасто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых месторождениях Северной Америки. Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.

Давление и температура относятся к числу базовых параметров залежей нефти и газа. По этой причине при поисково-разведочных работах уделяется внимание не только их определœению в скважинах, но в значительной мере их прогнозу на тех или иных глубинах, в тех или иных районах и областях.

По замерам этих параметров в скважинах составляются региональные или порайонные карты изобар (изолиний давлений), карты изотерм, являющихся основой расчетов и прогнозов давлений и температур на малоизученных глубинах и территориях.

Давлением принято называть сила действующая на единицу площади. За единицу площади принимается см2 или м2. В системе СГС давление измеряется в килограммах силы (кгс) на см2, в системе Си – в ньютонах на м2 (н/м2). 1 кгс=9.80665н.

Вес тела оказывает давление на предмет, на котором оно лежит или стоит. Давление человека идущего в ботинках составляет 0,5 кг/см2, лыжника – 0,03 кг/см2, легкового автомобиля – 1,25 кг/см2, грузового автомобиля – 1,4-2 кг/см2. Давление столба воздуха на уровне мирового океана в среднем составляет 1,03 кг/см2. Вес столба воды площадью 1см2 и высотой 10 метров составляет 1 кг, рассчитывается по плотности воды. Соответственно, давление под водой растет со скоростью 1 ат на каждые 10 м глубины. Вес столба горных пород такого же размера рассчитывается по средней плотности горных пород, составляет 25 кᴦ.

Закон Паскаля: жидкость или газ, заключенные в замкнутый сосуд передают производимое на них давление во всœе стороны с одинаковой силой.

1. Атмосфера – атм., давление атмосферного слоя Земли.

1 атм=760 мм. ртутного столба при температуре 0°С.

2. Техническая атмосфера – ат. 1 ат=106 дин/см2.

1 ат=1 кгс/см2 – давление силы 1 кг На 1 см2.

1 ат=0,968 атм.

3. Бар. Размещено на реф.рф1 бар=1 ат.

4. В системе СИ давление измеряется в паскалях – па.

1 па=1н/м2 – давление силы 1 ньютон на 1 м2. 1 ньютон (н) – сила, сообщающая телу массой 1 кг ускорение 1 м/с2

мпа – миллипаскаль. 1 мпа=10-3па

Мпа – мегапаскаль. 1Мпа=106па

Пересчет атмосфер в мегапаскали производится по соотношению: 1 ат=100000 па 10ат=1Мпа.

referatwork.ru

Измерение - проницаемость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Измерение - проницаемость

Cтраница 3

Эта единица измерения проницаемости очень мала и поэтому для практических целей неудобна. В связи с этим в качестве единицы измерения проницаемости на практике пользуются величиной дарси, которая численно равна расходу жидкости или газа в 1 см3 / сек с вязкостью в 1 сантипуаз через поперечное сечение в 1 CMZ при перепаде давления в 1 физическую атмосферу ( 760 мм рт. ст.) на 1 см длины пористой среды при линейном законе фильтрации. Коэффициент проницаемости и в этом случае имеет размерность площади.  [31]

При производстве измерений проницаемости с помощью жидкостей рекомендуется, как и в случае работы с несцементированными песками, устанавливать к ер но держатели вертикально с входящим концом нагнетательной трубки в нижней его части. Тогда верхняя поверхность образца всегда покрыта жидкостью и устраняется возможность образования воздушного фильтра на выпускном торце последнего. Если же на этой поверхности существует неудовлетворительное смачивание, то результаты измерения могут быть серьезно испорчены капиллярными силами.  [32]

Рекомендуемая методика измерения проницаемости горных пород заключается в следующем. Прежде всего создается начальная водонасыщенность, имитирующая водонасыщенность в нефтяной части пласта. Затем образец под вакуумом насыщается неполярной жидкостью и помещается в кернодержатель. Постепенно поднимается внешнее ( всестороннее) и пластовое давление, и вся система термостатируется.  [33]

Однако при измерении проницаемости и применении полученных данных очень часто встречаются простые случаи течения, которые следует рассмотреть отдельно.  [35]

При исследовании известняков измерение проницаемости, больших кернов дает более удовлетворительные результаты. Однако керны породы, которые в условиях естественного залегания имеют трещины, при извлечении на поверхность разрушаются по этим трещинам на отдельные куски. Следовательно, проводимость таких трещин не будет учитываться при определении проницаемости в лаборатории. Измерение в лаборатории дает минимальное значение проницаемости, за исключением тех случаев, когда исследуются образцы сильно глийизирован-ной породы.  [36]

Какие приняты единицы измерения проницаемости пород.  [37]

Примерная схема установки для измерения проницаемости приведена на рис. 5.39. Газ из баллона с редуктором, позволяющим регулировать давление, через хлоркальциевую трубку и стойку с манометром подводится к образцу, помещенному в специальную герметизирующую обойму и, пройдя через образец, поступает в газометр, в котором измеряется объем газа, прошедший через образец за определенный отрезок времени.  [38]

В системе COS единица измерения проницаемости должна равняться CMZ. Применительно к пористым средам эта величина оказалась слишком малой. Поэтому в нефтяной промышленности для измерения проницаемости была принята единица, названная дарси, которая определяется следующим образом.  [39]

Установим связь между единицами измерения проницаемости н смешанной и физической системах.  [40]

Обширное исследование по вопросу измерения проницаемости почв путем наблюдения за просачиванием воды в почву было проведено Kozeny J. Оставляя в стороне приближенный характер анализа, приведший Козени к конечным формулам для исчисления проницаемости, видно, что сами методы являются в своей основе неудовлетворительными для получения выводов, обладающих в какой-то степени точностью.  [41]

Нами разработан манометрический метод измерения проницаемости летучих химических соединений через полимеры. Измерение проводят на установке, схематически представленной на рисунке. По показаниям ионизационного 8 и термопарного 9 манометров определяют скорость изменения давления холостого ( контрольного) опыта. Контрольные опыты включают также измерение проницаемости воздуха из сварного пленочного полимерного объема, не содержащего препарата.  [42]

Другой способ основан на измерении проницаемости пористых металлических или стеклянных фильтров до и после фильтрации через них пересыщенного раствора.  [43]

Методы, основанные на измерении проницаемости, являются достаточно точными и удобными для определения диффузионных параметров, однако при их использовании возможны различные осложнения.  [44]

Другой способ основан на измерении проницаемости пористых металлических или стеклянных фильтров до и после фильтрации через них пересыщенного раствора.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru