5.5. Вытеснение нефти газом высокого давления. Вытеснение нефти газом


5.5. Вытеснение нефти газом высокого давления.

По данным опытов при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти или ее компонентов, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать наиболее ценные летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти. В остальном сущность процесса остается той же. Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем[11].

5.6. Развитие новых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Перечисленными выше способами не ограничиваются возможности увеличения нефтеотдачи пластов. Дальнейшее развитие науки и техники и, в частности, физики нефтяного пласта, несомненно, расширит круг принципиально новых методов извлечения остаточной нефти из пласта. Уже сейчас можно наметить новые направления в этой области. Некоторые из них представляют развитие или новые варианты уже известных способов воздействия на пласт. Например, одним из новых вариантов теплового воздействия может оказаться в будущем испытываемый в лабораторных условиях метод создания в пласте токопроводящих каналов, служащих нагревательными элементами. Доказана возможность получения в нефтеносном пласте скоксованной высокотемпературной зоны (в форме канала) в результате пробоя пород электрическим током высокого напряжения. Этот способ образования каналов скоксованной нефти предполагается использовать в дальнейшем для создания и поддержания устойчивого очага горения. В последние годы некоторыми отечественными и зарубежными исследователями получены интересные экспериментальные материалы по возможности использования электрокинетических явлений и электрофореза для увеличения нефтеотдачи. Технология применения электрического тока для увеличения. Нефтеотдачи пластов пока не разработана. Разрабатывается и испытывается на промыслах упруго-капиллярный циклический метод воздействия на пласт. Он основан на периодическом изменении условий воздействия на неоднородные пласты, когда в пористой среде коллектора возникает нестационарное распределение пластового давления, сопровождающееся перетоками жидкости из одних слоев в другие. Это достигается периодическим изменением объема нагнетаемой в пласт воды и добываемой из пласта жидкости. Вместе с тем возникают переменно изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, в результате которого возникают условия для внедрения воды в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны и вытеснения нефти в зоны с повышенной проницаемостью (активного дренирования). По промысловым данным при испытании циклического процесса получены обнадеживающие результаты. Испытываются ультразвуковой и вибрационный методы воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи. Предполагается, что ультразвук или вибрации давления, генерируемые в скважине, будут способствовать возникновению в пористой среде колебательных процессов, способствующих увеличению подвижности нефти, расслоению водо-нефтяных смесей, уменьшению вязкости жидкостей и т. д. Вследствие быстрого затухания в пласте генерируемых волн вибрационная обработка применяется пока для обработки призабойной зоны скважин. Ведутся исследовательские работы по изучению процессов вытеснения нефти водными растворами полимеров, обладающими повышенной вязкостью.

studfiles.net

Вытеснение нефти газом

Введение

 

 

 

 

 Рассмотрим круглую газовую шапку, под давлением в которой нефть вытесняется из пласта в скважины.Начальный радиус газовой шапки r0, радиус газовой шапки в момент времени t равен r1.

          В простейшей постановке задача о вытеснении нефти за счет расширения газовой шапки решается при следующих условиях:

1) нефть принимается за однородную несжимаемую жидкость;

2) пренебрегается вязкостью газа, т. е. в каждый данный момент давление во всех точках газовой шапки принимается одинаковым;

3) газ принимается за идеальный.

          Задача может решаться в разных вариантах, например, при заданных давлениях в газовой шапке и в скважинах или при заданных дебите скважин и расходе газа, нагнетаемого в газовую шапку.

                                                  

          Выберем тот вариант задачи в простейшей ее постановке, в котором давления в газовой шапке и в эксплуатационных скважинах поддерживаются постоянными.

          Пусть нефть вытесняется к кольцевой батарее n эксплуатационных скважин, начальный контур газовой шапки концентричен по отношению к кольцу скважин. Радиус r0 меньше радиуса батареи A1 (рис. 1).

           Газовая шапка предполагается непрерывно расширяющейся при неизменном давлении в ней р0. Это значит, что в газовую шапку закачивается газ, препятствующий снижению давления. Давление в эксплуатационных скважинах рс = const.

           Восользуемся формулой (фор. 1) массового дебита скважины кольцевой батареи для круглового контура питания, для решения нашей задачи о вытеснении нефти в случае газовой шапки (см. рис. 1).   

                                                                                (1)

 

           Допустим, что круговая граница расширяющейся газовой шапки радиусом r1 есть окружность инверсии, относительно которой отображаются стоки источниками. Будем теперь считать в отличие от задачи, к которой относится формула (формула 1), что реальные стоки, а следовательно, и область нефти, находятся вне окружности радиусом r1, а их отображения (фиктивные источники) — внутри этой окружности. Но, так как фронтальный газовый контур (окружность инверсии) подвижен, а положения стоков (скважин) фиксированы, следует предположить, что вместе с окружностью перемещается каждый фиктивный источник. При этом должно быть выполнено условие взаимной симметричности стока и источника

(см. формулу 2)

                                                                                                 (2)

           Применительно к условиям настоящей задачи формула массового дебита

эксплуатационной скважины М' запишется так:

                                                                         (3)

где и „ — значения потенциальной функции на фронтальном газовом контуре и на контуре эксплуатационных скважин соответственно.

         Считая, что плотность и вязкость нефти постоянны и равны рв и рн, найдем, воспользовавшись формулой (фор. 4), что

                                                               (4)

          Подставив значение из 4 формулы, в формулу 3 и разделив обе ее части на Н, получим выражение объемного дебита скважин:

(5)

          Найдем уравнение движения фронтального газового контура.

Полагаем, что вся вытесняемая  в скважины нефть замещается газом расширяющейся шапки. Если за время dt объем вытесненной нефти можно выразить произведением nQ'dt, то объем заместившего ее газа можно определить как приращение объема газа за счет расширения газовой шапки: 2' bmdr'.

          Таким образом, имеем следующее дифференциальное уравнение:

                   (6)

          Подставив в уравнение (6) значение Q' из формулы (5) и проинтегрировав, получим уравнение движения фронтального газового контура в таком виде:

(7)

где правая часть представляется в функции верхнего предела содержащегося в ней интеграла.

          Введя безразмерный параметр (r'), напишем (7) в таком виде:

   (8)

где                                          (9)

а (r'),  есть интеграл в правой части равенства (7).

          Объем газа, внедренного в пласт за некоторый промежуток времени, подсчитывается с помощью формулы (6).

          Следует заметить, что при рассмотрении вопроса внедрения газа в пласт мы имели в виду существование нагнетательных скважин, пробуренных в газовую шапку. Однако не следует думать, что выводя формулы (1-9), мы моделировали эти нагнетательные скважины теми скользящими фиктивными источниками, которые условно поместили внутри контура газовой шапки и которые, по нашему предположению, движутся вслед за газовым контуром; мысленно осуществляя «скольжение» фиктивных источников, размещенных внутри газового контура в определенном порядке (по правилу инверсии) , мы воспроизводим приближенную картину неустановившегося потока к батарее эксплуатационных скважин со стороны расширяющейся газовой шапки, которая сохраняет при этом форму круга. Нетрудно понять, что способ скользящих источников есть просто некоторая разновидность метода последовательной смены установившихся состояний.

          Возникает вопрос: в какой мере справедливо допущение того, что во все время расширения газовой шапки она сохраняет форму круга?

          Чтобы ответить на этот вопрос, рассмотрим скорости частиц фронтального газового контура в направлении главных и нейтральных линий тока. Напомним, что для кольцевой батареи равнодебитных скважин главной линией тока называлась в прямая, проходящая через центр батареи скважин и центр скважины. Нейтральная линия тока — прямая, делящая угол между двумя соседними главными линиями тока пополам.

          Вычислим сначала модуль скорости фильтрации в области нефти. Как известно, для этого надо найти модуль производной от характеристической функции данного течения по комплексному z. Характеристическую функцию составляем, пользуясь формулой (10) для одной кольцевой батареи эксплуатационных скважин.

   (10)

          В данном же случае имеются две- концентрические кольцевые батареи: эксплуатационная батарея и батарея фиктивных скользящих источников (см. рис. 1).

          По методу суперпозиции найдем, что

(11)

          На основании формулы (12) 2 можно представить так:

(12)

          Подставляя значение 2 из (12) в формулу (11) и вычисляя модуль производной от F (z) по независимому z, найдем выражение

модуля скорости фильтрации нефти 

(13)

где Q' — определяется по формуле (3).

          Уравнение главной линии тока в полярных координатах можно записать так):        0 = 0. Уравнение нейтральной линии тока: где полярный угол.

Представляя z в формуле (13) в полярных координатах, т. е. считая, что z = ,

для точек главной линии  тока получим:

(14)

          На границе с газовой шапкой, т.е. при = будем иметь из (13):

(15)

          Где модуль скорости фильтрации нефти на границе с газовой шапкой для точек главной линии тока.

          Тем же путем получим выражение модуля скорости фильтрации нефти на границе с газовой шапкой для точек нейтральной линии :

(16)

          Скорость движения нефти на границе с газовой шапкой можно определить, разделив модуль скорости фильтрации на величину m.

          Скорость движения фронтального контура газовой шапки определится из формулы (7) так:

  (17)

          Из формул (15)—(17) следует:

    (18)

где  со скоростью движения фронтального газового контура .

          В табл. 1 показаны отношения при различных значениях, для двух случаев:

  1. число скважин эксплуатационной батареи n = 4
  2. число скважин n = 10. Расчет производился по таким формулам:

 

(19)

 

          Проанализируем результаты наших подсчетов с помощью табл. 1.

При десяти скважинах в  батарее можно считать, что нефть  на всей границе с газовой шапкой движется с той скоростью, с какой  движется газовый фронт, до тех пор, пока радиус газовой шапки не достигнет  величины, несколько превышающей  половину радиуса эксплуатационной батареи. Даже при радиусе газовой  шапки r' =  0,б, наибольшая скорость нефти на границе с газовым фронтом   превосходит скорость последнего всего лишь на 1,2%.

 На столько же процентов меньше скорости газового фронта будет минимальная вдоль этой границы скорость нефти

 

Таблица 1

Отношение наибольших и наименьших значений скорости движения нефти  на границе с газовой шапкой к скорости движения контура газоносности

 

Относительное положение  контура газоносности

/

/

/

 

n =4

 

n = 10

 

n = 4

 

n = 10

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0002

1,0032

1,0163

1,0525

1,135

1,297

1,632

2,395

4,82

1

1

1

1

1

1,0121

1,0581

1,2405

1,536

0,998

0,9968

0,9839

0,9501

0,880

0,770

0,613

0,418

0,208

1

1

1

1

1

0,9880

0,9451

0,8061

0,484

 

          С дальнейшим продвижением фронтального газового контура к скважинам батареи обнаруживается все большее различие между наибольшей скоростью нефти на границе с шапкой и скоростью контура шапки. Так при   = 0,8 , скорость нефти   превышает скорость газового контура уже на ~24%, при = 0,9 — на ~54%. Скорость частиц нефти по нейтральной линии тока на границе с шапкой отстает от скорости газового фронта при   = 0,8  более чем на 19%, при = 0,9 — более чем на 51%.

          Для четырех скважин указанный прогрессирующий разрыв между скоростями нефти и наступающего газа заметно выявляется при меньших значениях   . Так, если   = 0,4 , разность между и V' уже превышает 5% , а при   = 0,5      -13%.

          Так как вслед за нефтью неразрывно движется газ расширяющейся газовой шапки, нельзя допускать, что в реальных условиях могут существовать разрывы между скоростью нефти на газовой границе и скоростью газового фронта. Следовательно, газовая шапка может сохранять круглую форму лишь до того момента, пока не образуется достаточно заметный разрыв в скоростях замыкающих движение частиц нефти и передовых частиц газа. Как видно из табл. 1, для десяти скважин этот разрыв намечается при значениях  несколько больших 0,6  для четырех скважин уже при значениях   только несколько больших 0,3.

          Как только намечается разрыв в скоростях, который, например, можно видеть в табл. 1, так форма газового контура искажается. Фронт газа вытягивается в направлении главных линий тока и одновременно втягивается внутрь в направлении нейтральных линий тока. Вследствие вытягивания газового фронта в кратчайшем направлении к скважинам, газ может прорваться к ним из газовой шапки как только появятся признаки искажения ее круглой формы.

          Начиная с этого момента, очевидно, должен быть изменен режим нагнетания газа в пласт, чтобы предотвратить возможный прорыв газа из газовой шапки.

Чем больше скважин в батарее, тем ровнее продвигается фронтальный газовый контур.

Итак, способ скользящих источников применим к решению задачи о вытеснении нефти под напором расширяющейся круглой газовой области лишь в тех пределах, в каких допустимо считать, что газовая область сохраняет свою первоначальную форму.

По табл. 1 и формуле (4) или (6) можно определить время разработки залежи нефти, в течение которого допустимо держать постоянным давление в газовой шапке, не рискуя вызвать  прорыв газа в эксплуатационные скважины.

Например, если первоначальный радиус газовой шапки  = 100 м, а радиус батареи эксплуатационных скважин = 300 м, то при десяти скважинах в батарее можем считать приближенно на основании табл. 1, что форма газовой шапки будет оставаться круглой до тех пор, пока радиус   не достигнет примерно значения 2/3, т. е. пока он не станет равным 200 м.

Пусть радиус скважины = 0,1 м.

Вычисляя время  по формуле (9) путем численного интегрирования в пределах изменения   от = 100 м до = 200 м, найдем, что   = 18080 А сек, (если А имеет размерность сек/), где А определяется формулой (9).

При двадцати скважинах (n = 20) в тех же условиях и увеличении радиуса   до —200 м получим время     = 13 440А сек. Видим, что время составляет ~74,5% от времени .

 

Итоги некоторых  работ, уточняющих исследования вытеснения нефти газом

Познакомимся вкратце  с постановкой и результатами решений отдельных задач о  вытеснении нефти газом. Уточнения, которые вносились в решения этих задач, приближали их к реальным условиям пластового потока.

stud24.ru

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. 5.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как уммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

 

Рис. 5.2. 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.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Вытеснение нефти газом

    Для совершенствования процесса необходимы дальнейшие исследования процесса, изменения  физических и физико-химических свойств пластовой системы и закономерностей фазовых превращений углеводородов при введении углекислого газа в пласт различных залежей, вопросов борьбы с коррозией оборудования.

    В заключение следует отметить, что  углекислый газ в нефтепромысловом деле применяется также для охлаждения забоев скважин (используется С02 в твердом виде) с целью повышения эффективности кислотных обработок. Холодная соляная кислота способна проникать в карбонатный пласт в удаленные от забоя скважин зоны, сохраняя свою активность. Кроме того, само добавление С02 в соляную кислоту также улучшает результаты обработок скважин вследствие замедления скорости реакции.

 

     3. ТЕОРИЯ ВЫТИСНЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ

    

      

    Рассмотрим  круглую газовую шапку, под давлением  в которой нефть вытесняется  из пласта в скважины. Начальный радиус газовой шапки го, радиус газовой шапки в момент времени t равен r'.

    В простейшей постановке задача о вытеснении нефти за счет расширения газовой  шапки решается при следующих  условиях:

  1. нефть принимается за однородную несжимаемую жидкость;
  2. пренебрегается вязкостью газа, т. е. в каждый данный момент давление во всех точках газовой шапки принимается одинаковым;
  3. газ принимается за идеальный.

    Задача  может решаться в разных вариантах, например, при заданных давлениях  в газовой шапке и в скважинах или при заданных дебите скважин и расходе газа, нагнетаемого в газовую шапку.

    Выберем тот вариант задачи в простейшей ее постановке, в котором давления в газовой шапке и в эксплуатационных скважинах поддерживаются постоянными.

    Пусть нефть вытесняется к кольцевой батарее n эксплуатационных скважин, начальный контур газовой шапки концентричен по отношению к кольцу скважин. Радиус r0 меньше радиуса батареи a1

    Газовая шапка предполагается непрерывно расширяющейся  при неизменном давлении в ней р0. Это значит, что в газовую шапку закачивается газ, препятствующий снижению давления. Давление в эксплуатационных скважинах р0=const.

    Допустим, что круговая граница расширяющейся  газовой шапки радиусом r' есть окружность инверсии, относительно которой отображаются стоки источниками. Будем теперь считать что реальные стоки, а следовательно, и область нефти, находятся вне окружности радиусом r', а их отображения (фиктивные источники) - внутри этой окружности. Но, так как фронтальный газовый контур (окружность инверсии) подвижен, а положения стоков (скважин) фиксированы, следует предположить, что вместе с окружностью перемещается каждый фиктивный источник. При этом должно быть выполнено условие взаимной симметричности стока и источника.

    Применительно к условиям настоящей задачи формула массового дебита эксплуатационной скважины М' запишется так:

    

    где φ0 и φс - значения потенциальной функции на фронтальном газовом контуре и на контуре эксплуатационных скважин соответственно.

    Считая, что плотность и вязкость нефти постоянны и равны ρн и μн, найдем:

    

    Подставив значение ∆φс=φ0-φс из Ф3.2 в Ф3.1 и разделив обе ее части на ρн, получим выражение объемного дебита скважин:

    

    Найдем  уравнение движения фронтального газового контура.

    Полагаем, что вся вытесняемая в скважины нефть замещается газом расширяющейся шапки. Если за время dt объем вытесненной нефти можно выразить произведением nQ'dt, то объем заместившего ее газа можно определить как приращение объема газа за счет расширения газовой шапки: 2πr'bmdr'. Таким образом, имеем следующее дифференциальное уравнение:

    

    Подставив в уравнение Ф4 значение Q - из формулы Ф3.3 и проинтегрировав, получим уравнение движения фронтального газового контура в таком виде:

    

    где правая часть представляется в функции  верхнего предела содержащегося в ней интеграла.

    Введя безразмерный параметр τ(r'), напишем Ф3.5 в таком виде:

    

а τ(r'), есть интеграл в правой части равенства Ф3.5.

    Объем газа, внедренного в пласт за некоторый  промежуток времени, подсчитывается с  помощью формулы Ф3.4.

    Следует заметить, что при рассмотрении вопроса  внедрения газа в пласт мы имели  в виду существование нагнетательных скважин, пробуренных в газовую  шапку. Однако не следует думать, что  выводя формулы Ф3.1 - Ф3.7, мы моделировали эти нагнетательные скважины теми скользящими фиктивными источниками, которые условно поместили внутри контура газовой шапки и которые, по нашему предположению, движутся вслед за газовым контуром; мысленно осуществляя «скольжение» фиктивных источников, размещенных внутри газового контура в определенном порядке (по правилу инверсии), мы воспроизводим приближенную картину неустановившегося потока к батарее эксплуатационных скважин со стороны расширяющейся газовой шапки, которая сохраняет при этом форму круга. Нетрудно понять, что способ скользящих источников есть просто некоторая разновидность метода последовательной смены установившихся состояний.

    Возникает вопрос: в какой мере справедливо  допущение того, что во все время  расширения газовой шапки она  сохраняет форму круга?

    Чтобы ответить на этот вопрос, рассмотрим скорости частиц фронтального газового контура в направлении главных и нейтральных линий тока. Напомним, что для кольцевой батареи равнодебитных скважин главной линией тока называлась прямая, проходящая через центр батареи скважин и центр скважины. Нейтральная линия тока - прямая, делящая угол между двумя соседними главными линиями тока пополам.

    Вычислим  сначала модуль скорости фильтрации в области нефти. Для этого  надо найти модуль производной от характеристической функции данного течения по комплексному z. Характеристическую функцию составляем для одной кольцевой батареи эксплуатационных скважин.

    В данном же случае имеются две концентрические  кольцевые батареи: эксплуатационная батарея и батарея фиктивных  скользящих источников (см. рис.3.1).

    По  методу суперпозиции найдем, что

    

    

    Подставляя  значение a2 из Ф3.9 в формулу Ф3.8 и вычисляя модуль производной от F(z) по независимому z, найдем выражение модуля скорости фильтрации нефти |v|:

    

    где Q' - определяется по формуле Ф3.3.

    Уравнение главной линии тока в полярных координатах можно записать так  θ=0. Уравнение нейтральной линии тока: θ=π/2, где θ - полярный угол.

    Представляя z в формуле Ф3.10 в полярных координатах, т. е. считая, что z=riθ, для точек главной линии тока получим:

    

    На  границе с газовой шапкой, т.е. при r=r' будем иметь из Ф3.11:

    

    где |vгл| - модуль скорости фильтрации нефти на границе с газовой шапкой для точек главной линии тока.

    Тем же путем получим выражение модуля скорости фильтрации нефти на границе  с газовой шапкой для точек нейтральной линии тока vн:

    

    Скорость  движения нефти на границе с газовой  шапкой можно определить, разделив модуль скорости фильтрации на величину m.

    Скорость  движения фронтального контура газовой  шапки vф определится из формулы Ф4 так:

    

     Из формулы Ф12 - Ф14 следует:

    

    где v'гл=vгл/m скорость движения нефти на границе с газовой шапкой по главной линии тока; v'н=vн/m скорость движения на той же границе по нейтральной линии.

    Сравним скорости движения нефти на границе  с газовой шапкой v'гл и v'н со скоростью движения фронтального газового контура v'.

    В табл. 3.1 показаны отношения v'гл/v'ф и v'н/v'ф при различных значениях, для двух случаев:

    1) число скважин эксплуатационной  батареи n=4 и 2) число скважин n=10. Расчет производился по таким формулам

    

    Проанализируем  результаты наших подсчетов с  помощью табл. 3.1.

    При десяти скважинах в батарее можно  считать, что нефть на всей границе  с газовой шапкой движется с той скоростью, с какой движется газовый фронт, до тех пор, пока радиус газовой шапки не достигнет величины, несколько превышающей половину радиуса эксплуатационной батареи. Даже при радиусе газовой шапки r'=0,6a1, наибольшая скорость нефти на границе с газовым фронтом v'гл превосходит скорость последнего всего лишь на ~1,2%.

    На  столько же процентов меньше скорости газового фронта будет минимальная  вдоль этой границы скорость нефти. v'н.

Таблица 3.1

    Отношения наибольших и наименьших значений скорости движения нефти v'гл и v'н на границе с газовой шапкой к скорости движения контура газоносности v'

Относительное

положение контура газоносности, r'/a1

    v'гл/ v'     v'н/ v'
    n=4     n=10     n=4     n=10
    0,1     1,0002     ~1     0,998     ~1
    0,2     1,0032     ~1     0,9968     ~1
    0,3     1,0163     ~1     0,9839     ~1
    0,4     1,0525     ~1     0,9501     ~1
    0,5     1,135     ~1     0,880     ~1
    0,6     1,297     1,0121     0,770     0,9880
    0,7     1,632     1,0581     0,613     0,9451
    0,8     2,395     1,2405     0,418     0,8061
    0,9     4,82     1,536     0,208     0,484

stud24.ru

Вытеснение нефти газом

 

     2. ПРИМЕНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

    Углекислый  газ, растворенный в воде или введенный  в пласт в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти, воды и способствует увеличению нефтеотдачи пластов. При этом улучшаются и фильтрационные свойства пластовой системы.

Таблица 2.1.

    Свойства  углекислого газа в точках росы (линия  ТС на рис 2.1)

Температура t,  °С Давление  р, МПа Плотность ρ кг/м3 Коэффициент

летучести υ

жидкости газа
20 5,73 778 193 0,178
21 5,86 767 202 0,174
22 6,0 755 211 0,170
23 6,14 742 221 0,167
94 6,29 729 231 0,163
25 6,44 714 *242 0,160
26 6,58 697 256 0,156
27 6,74 679 272 0,152
28 6,89 657 291 0,148
29 7,05 630 312 0,145
30 7,21 593 340 0,142
31,05 * 7,38 468 0,139

    * критическая точка.

       

    С02 - бесцветный газ тяжелее воздуха (относительная плотность 1,529). Критическая температура 31,05°С; критическое давление - 7,38 МПа, критическая плотность - 468 кг/м3. При температуре 20°С под давлением 5,85 МПа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м3. При сильном охлаждении С02 застывает в белую снегообразную массу с плотностью 1,65 г/см3, которая возгоняется при температуре - 78,5°С (при атмосферном давлении). Фазовая диаграмма углекислого газа в координатах давление - температура приведена на рис. 2.1. Кривая 1 отделяет область газообразного состояния; 2 - жидкого и твердого; 3 - твердого и газообразного. Тройная точка Т соответствует равновесию трех фаз одновременно. Для углекислого газа температура тройной точки tтр=-56,4°С, а давление P=0,50МПа.

    В табл. 2.1 приведены данные, характеризующие свойства углекислого газа в точке росы (начало конденсации).

       

    На  рис. 2.2 представлены линии равном плотности углекислого газа на диаграмме фазовых состояний, из которого следует, что плотность двуокиси углерода в пластовых условиях сопоставима с плотностью нефти.

       

    На  рис. 2.3 приведены зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах. Видим, что вязкость С02 в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти. Ниже приведены данные поверхностного натяжения двуокиси углерода для некоторых значений температур.

Температура, °С -52 0,0 +20 +25
Поверхностное натяжение σ, мН/м 16,54 4,62 1,37 0,59

    Растворимость С02 в воде с увеличением давления возрастает (рис. 2.4). Массовая доля его не превышает 6%. С повышением температуры до 80°С и минерализации воды растворимость С02 уменьшается. С увеличением концентрации двуокиси углерода вязкость воды возрастает (при t=-20°С и P=11,7 МПа вязкость карбонизированной воды составляет 1,21 мПа·с).

    Растворимость воды в газообразной двуокиси углерода показана на рис. 2.5. Для перехода от молярных долей к массовым на рис. 2.6 дана диаграмма связи этих величин системы вода - двуокись углерода.

    Растворимость углекислого газа в нефтях является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением  молекулярной массы углеводородов  растворимость С02 в них возрастает. С очень легкими нефтями С02 смешивается полностью при давлениях 5,6 - 7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой двуокиси углерода растворяются не полностью - нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов (смол, твердых парафинов и т. д.). С увеличением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти в смеси растворимость нефти возрастает.

    

    

    

    

       

    Для характеристики состава и свойств  нефти часто используется эмпирический параметр, впервые введенный Ватсоном, который называется характеристическим фактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного группового состава. Характеристический фактор для парафиновых нефтей уменьшается с увеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще меньше для нефтей, содержащих значительные количества ароматических углеводородов. Характеристический фактор нефти может быть вычислен по формуле:

    

    где ρ204 - отношение плотности нефти при t=20°С к плотности воды при t=4°С и нормальном давлении; М - молекулярная масса дегазированной нефти.

    На  рис. 2.7 приведена диаграмма растворимости двуокиси углерода в дегазированной нефти с характеристическим фактором, равным 11,7, в зависимости от давления насыщения и температуры.

       

    Для нефтей с характеристическим фактором, отличающимся от 11,7, растворимость двуокиси углерода в них может быть рассчитана по формуле:

    

    Nф, N11,7 - молярные доли двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором Ф и 11,7 соответственно; t - пластовая температура, °С; P - давление насыщения нефти двуокисью углерода, МПа.

    Так как для многих отечественных  месторождений молекулярная масса  нефти в справочной литературе не приведена, то этот параметр можно оценить  по формуле:

    М=200 ρ204μ0,11

    где μ - безразмерная вязкость, численно равная вязкости дегазированной нефти в мПа·с в поверхностных условиях.

    Для увеличения нефтеотдачи пластов  углекислый газ в качестве вытесняющей  нефть оторочки нагнетается в  сжиженном виде в пористую среду  и затем проталкивается карбонизированной  водой. По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4 - 5% от объема пор обрабатываемого участка, нефтеотдача возрастает более чем на 50% по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении. Углекислый газ - эффективное средство увеличения нефтеотдачи как карбонатных коллекторов, так и песчаников, в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24 - 71°С.

    По  данным БашНИИнефть, хорошие результаты получены при вытеснении нефти карбонизированной  водой с массовой долей С02 в растворе, равной 4 - 5%. Однако, по данным американских исследователей, при вытеснении нефти оторочкой углекислого газа конечная нефтеотдача на 25 - 30% выше, чем при использовании карбонизированной воды.

    Углекислый  газ, растворяясь в нефти, уменьшает  ее вязкость. При этом возрастает объем нефти, а в некоторых случаях значительно снижается ее поверхностное натяжение на границе с водой. Увеличение объема нефти сопровождается повышением насыщенности порового пространства углеводородами, что ведет к возрастанию относительной проницаемости пород для нефти. При контакте двуокиси углерода с нефтью легкие компоненты последней растворяются в С02 (экстрагируются двуокисью углерода) и переносятся на фронт вытеснения, что также способствует увеличению нефтеотдачи в связи с высокой подвижностью и смешиванием с нефтью смесей С02 с легкими углеводородами.

       

    Экстрагирование легких углеводородов из нефти происходит тем интенсивнее, чем выше давление. Как показывают опыты, массовая доля экстрагированных углеводородных компонентов нефти двуокисью углерода в зависимости от состава нефти может достигать десятков процентов. При этом возникают условия смесимости нефти с двуокисью углерода, если в нефти содержится достаточное количество легких углеводородов и если пластовые давления и температура равны критическим значениям образующихся в пористой среде смесей. На рис. 2.8 представлена номограмма для определения условий смешивания различных нефтей с двуокисью углерода. На этом рисунке приведены значения критических давлений смесей в зависимости от пластовой температуры и молекулярной массы дегазированной нефти. При пластовом давлении, равном или превышающем значение критического давления смеси для нефти с заданными молекулярной массой и пластовой температурой, будет наблюдаться локальное (на фронте вытеснения) полное смешивание нефти с двуокисью углерода. Если смешивания не происходит, основная масса оторочки двуокиси углерода вследствие непоршневого вытеснения воздействует на нефть, лишенную легких углеводородов (пластового газа). Однако и в этом случае двуокись углерода оказывает благоприятное влияние на результаты вытеснения вследствие уменьшения вязкости нефти за счет растворения в ней С02 и вследствие возрастания в зоне вытеснения объема нефти с соответствующим увеличением насыщенности порового пространства углеводородными смесями. На рис. 2.9 приведены графики, характеризующие влияние растворенного в дегазированных нефтях двуокиси углерода на их вязкость.

 

    

    

    Вязкость  нефти (в мПа·с), насыщенной двуокисью углерода, можно определить по формуле:

    μ=A(q)·μϭ(q)t

    где μϭ(q)t - безразмерная вязкость, численно равная (при температуре процесса) вязкости исходной нефти (в мПа·с), в которой растворяется двуокись углерода; A(q) и δ(q) - эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам:

    ;

    

    Здесь q' - массовая доля двуокиси углерода в нефти.

    На  рис. 2.10 приведены графики, характеризующие изменение относительного объема нефтей (коэффициентов набухания) в зависимости от молярной доли растворенной в них двуокиси углерода и отношения молекулярной массы дегазированной нефти к ее плотности (Mн/ρн).

       

    О некоторых причинах увеличения нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислым газом упоминалось выше (уменьшаются вязкость нефти и поверхностное натяжение, возрастают объемы и сжимаемость нефти).

    Положительное влияние углекислоты на нефтеотдачу является также следствием активного химического взаимодействия углекислого газа с породой. Например, в опытах, проведенных Н.С. Гудок, проницаемость образца (известняка) по воде после воздействия углекислым газом возросла в 2 раза (с 0,0075 мкм2 до 0,016 мкм2) вследствие реакции породы с С02.

    Под воздействием С02 повышается кислотность глин, что способствует их сжатию и предотвращает набухание. Все эти факторы в сумме способствуют значительному увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти из пласта углекислым газом и карбонизированной водой.

    Промышленные  опыты по закачке в пласт С02 дали обнадеживающие результаты.

    Значительные  количества необходимого углекислого  газа можно получить путем улавливания  его из дымовых и других газов. Углекислый газ является побочным продуктом ряда химических производств. Встречаются в природе также залежи углекислого газа с примесями других газов.

stud24.ru

Вытеснение нефти газом

    С дальнейшим продвижением фронтального газового контура к скважинам  батареи обнаруживается все большее различие между наибольшей скоростью нефти на границе с шапкой и скоростью контура шапки. Так при r'=0,8 a1, скорость нефти v'гл превышав скорость газового контура уже на ~24% , при r=0,9 a1 - на ~54% Скорость частиц нефти по нейтральной линии тока на границе с шапкой отстает от скорости газового фронта при r'=0,8 a1 более чем на 19%, при r=0,9 a1 - более чем на 51%.

    Для четырех скважин указанный прогрессирующий  разрыв между скоростями нефти и  наступающего газа заметно выявляете; при меньших значениях r'. Так, если r'=0,4 a1, разность между v'гл и v' уже превышает 5%, а при r'=0,5 a1~13%.

    Так как вслед за нефтью неразрывно движется газ расширяющейся газовой шапки, нельзя допускать, что в реальных условиях могу существовать разрывы между скоростью нефти на газовой границ и скоростью газового фронта. Следовательно, газовая шапка может сохранять круглую форму лишь до того момента, пока не образуется достаточно заметный разрыв в скоростях замыкающих движение частиц нефти и передовых частиц газа. Как видно из табл 3.1, для десяти скважин этот разрыв намечается при значениях r' несколько больших 0,6 a1; для четырех скважин уже при значения r' только несколько больших 0,3 a1.

    Как только намечается разрыв в скоростях, который, например можно видеть в табл. 3.1, так форма газового контура искажается Фронт газа вытягивается в направлении главных линий тока и одновременно втягивается внутрь в направлении нейтральных лини тока. Вследствие вытягивания газового фронта в кратчайшем направлении к скважинам, газ может прорваться к ним из газовой шапки как только появятся признаки искажения ее круглой формы.

    Начиная с этого момента, очевидно, должен быть изменен режим нагнетания газа в пласт, чтобы предотвратить  возможный прорыв газа из газовой  шапки.

    Чем больше скважин в батарее, тем  ровнее продвигается фронтальный газовый  контур.

    Итак, способ скользящих источников применим к решению задачи о вытеснении нефти под напором расширяющейся  круглой газовой области лишь в тех пределах, в каких допустимо считать, что газовая область сохраняет свою первоначальную форму.

    По  табл. 3.1 и формуле Ф3.4 или Ф3.6 можно определить время разработки залежи нефти, в течение которого допустимо держать постоянным давление в газовой шапке, не рискуя вызвать прорыв газа в эксплуатационные скважины.

    Например, если первоначальный радиус газовой  шапки r0=100 м, а радиус батареи эксплуатационных скважин а1=300 м, то при десяти скважинах в батарее можем считать приближенно на основании табл. 3.1, что форма газовой шапки будет оставаться круглой до тех пор, пока радиус r' не достигнет примерно значения 2/3 а1, т. е. пока он не станет равным ~200 м.

    Пусть радиус скважины rс = 0,1 м.

    Вычисляя  время t10 по формуле Ф3.6 путем численного интегрирования в пределах изменения r' от r'=100 м до r'=200 м, найдем, что t10=18080 А сек, (если А имеет размерность сек/м2), где А определяется формулой Ф3.7.

    При двадцати скважинах (n=20) в тех же условиях и увеличении радиуса r' до ~200 м получим время t20=13440 А сек. Видим, что время t20 составляет ~74,5% от времени t10.

 

4. ИТОГИ НЕКОТОРЫХ РАБОТ, УТОЧНЯЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ

    Познакомимся  вкратце с постановкой и результатами решений отдельных задач о  вытеснении нефти газом. Уточнения, которые вносились в решения  этих задач, приближали их к реальным условиям пластового потока.

    М. Маскет рассматривал процесс нефтеотдачи  пласта с учетом силы тяжести и  при условии расширения газовой  шапки. Не вводя в формулы элемент  времени, он составил уравнение материального  баланса в общем конечном виде. Из построенных Маскетом графиков видно, что на положение контакта газ - нефть не влияет соотношение между количествами добытого и возвращенного в пласт газа; положение контакта определяется в основном суммарной нефтеотдачей. Отмечено, что при медленном падении давления (до определенного предела снижения) газовый фактор в области нефти растет медленно и не имеет максимума, характерного для случая достаточно быстрого снижения давления.

    Г.П. Гусейнов составил дифференциальные уравнения  материального баланса для газированной нефти и газа и, пользуясь ими, исследовал вопрос о нефтеотдачи пластов с газовой шапкой при нагнетании или без нагнетания газа. В работе учитывалось поступление части газа из шапки вместе с нефтью в эксплуатационные скважины.

    Оказалось, что с увеличением относительного объема пор в пределах газовой шапки конечная нефтеотдача и насыщение свободным газом пространства, занятого газированной нефтью и водой, увеличиваются при данном давлении. Увеличивается и газовый фактор.

    В работе М.М. Глоговского и М.Д. Розенберга задача о вытеснении нефти газом решалась и с учетом вязкости газа (по методу последовательной смены установившихся состояний).

    Сопоставляя результаты решения задачи без учета  вязкости газа в газовой шапке  с результатами, полученными с учетом вязкости газа, можно сделать вывод, что расхождение в расчетах незначительно. Возможно предпочесть более простые формулы упрощенного решения более сложным формулам, в которых учитывается вязкость газа. Только при сближении фронтального контура газа с галереей - стоком требуется применять более сложные формулы.

    Интересно отметить некоторые особенности  вытеснения нефти воздухом в лабораторных условиях.

    Л.К. Мамедов, проводивший опыты на специально смонтированной установке, где укреплялись  образцы в основном несцементированных пород, указывает на то, что после окончания процесса вытеснения нефти воздухом остаточной нефти бывает больше на участках близ выхода. На участках около входа нефти почти не остается. После окончания процесса вытеснения нефти воздухом при определенном градиенте давления и последующем его повышении не увеличивается фильтрация нефти.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

    Увеличение  нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. За многолетнюю практику разработки нефтяных месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. В данной курсовой работе я рассматривал один из методов повышения нефтеотдачи пласта – метод вытеснения нефти газом.

    Исходя  из приведенных фактов повышения  нефтеотдачи пласта основанных на опытах советских и зарубежных ученых, а  так же на примерах теоретических  задач можно сказать что такой  метод повышения нефтеотдачи  пласта целесообразен для применения на месторождениях нефти.

    Большую роль играет тот фактор что есть технологические и примышленные возможности для получения достаточного количества газа для использования  его в промышленных целях крупными компаниями.

    Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физикохимии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет в будущем к получению новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных па новых физических принципах. 

 

       СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Перевод с англ. М., Гостоптехиздат, 1953.
  2. Г.Б. Пыхачев, Р.Г. Исаев. Подземная гидравлика. М., Недра, 1973.
  3. Применение углекислого газа в добыче нефти. М., Недра, 1977.
  4. М.Ф. Свищев. Новые методы повышения нефтеотдачи пласта. Учебное пособие – Тюмень, ТГУ, 1984.
  5. К.С. Басниева, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземная гидромеханика. М., Недра, 1993.
  6. Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. Физика нефтяного и газового пласта. М., Альянс, 2005.

stud24.ru

Вытеснение нефти водой и газом

Однако эксперименты и опытные  данные о фактической разработке нефтяных месторождений показали, что  вытеснение нефти водой даже из достаточно однородных пористых сред является неполным.

Тем более неполным оказывается  вытеснение нефти водой из реальных неоднородных пластов.

Несмотря на это, представление  о поршневом характере вытеснения нефти водой с учетом неполноты  замещения нефти водой может  быть использовано при определенных расчетах.

Развитие исследований процесса вытеснения нефти водой показало, что при  этом процессе нефть и вода движутся в пористой среде совместно.

В области изучения механизма вытеснения нефти водой из пористых сред имеется  обширная литература.

Образование скачков насыщенности при вытеснении нефти водой можно  объяснить тем, что в соответствии с характером функции F (s) скорость движения воды в области с большей водонасыщенно-стью намного выше скорости движения воды в области с меньшей водонасыщенностью.

Использование схемы двухфазной фильтрации Раппопорта — Лиса для описания процесса вытеснения нефти водой из прямолинейного образца пористой среды не приводит к появлению скачка насыщенности или резко обозначенного фронта вытеснения, как это было при использовании схемы Бакли — Леверетта.

Баренблаттом, в пористой среде могут наблюдаться процессы перераспределения нефти и воды, которые приводят к изменению во времени фазовых проницаемостей и капиллярного давления и, следовательно, к изменению интегральных показателей процесса вытеснения нефти водой.

 

 

 

  1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТОГО ПЛАСТА

 

Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого  пласта:

Поскольку было принято, что процесс  капиллярной пропитки заканчивается за время t, при вытеснении нефти водой из трещиновато-пористого пласта спустя некоторое время в нем возникает и перемещается зона, в которой происходит капиллярная пропитка.

Пусть идет вытеснение нефти водой  из трещиновато-пористого пласта с  указанными выше параметрами при Q/S =0,1 м/сут.

Это указывает на то, что размер зоны капиллярной пропитки в таких  пластах мал по сравнению с  расстояниями между скважинами и  с размером залежи в целом, л поэтому при узкой зоне капиллярной пропитки заводнение трещиновато-пористого пласта будет мало отличаться от «поршневого» вытеснения.

Конечно, в реальных пластах вытеснение нефти водой из блоков происходит не только за счет противоточной капиллярной  пропитки, но и под действием градиентов давления в трещинах.

Движение смешивающихся жидкостей  в прямолинейном пласте случаев  перемешивания фильтрующихся жидкостей  является перемешивание путем вытеснения из пористой среды одной жидкости другой, растворяющейся в первой.

 

 

 

  1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ И ПАРОМ

 

При вытеснении же значительно более  вязких нефтей водой, закачиваемой в пласт при температуре, существенно не превышающей пластовую температуру, нефтеотдача до момента обводнения нефтяных скважин получается низкой.

Одним из наиболее эффективных способов разработки залежей нефтей повышенной вязкости является вытеснение их из пластов нагретой («горячей») водой, а также паром.

Скорость движения фронта вытеснения, конечно, значительно превышает  скорость движения теплового фронта.

Для того чтобы узнать скорость движения фронта вытеснения нефти водой, необходимо рассмотреть сам процесс вытеснения нефти водой.

Для того чтобы определить водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, движущейся впереди фронта нагрева и имеющей пластовую температуру.

Фронт вытеснения продвигается на большее расстояние в пласте, чем при вытеснении нефти горячей водой, и, следовательно, закачиваемая в пласт холодная вода быстрее прорывается к эксплуатационным скважинам.

ускорение тепловой конвекции позволяет  не только быстрее продвигать нагретую зону в пласте и тем самым ускорять вытеснение нефти из пласта, но и может способствовать уменьшению требующегося для ведения процесса кокса, а следовательно, и количества генерируемого в пласте тепла и, что самое главное, окислителя (например, сжатого воздуха).

 

 

  1. ГАЗОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

 

Закачка воздуха в пласт. Метод основан  на закачке воздуха в пласт  и его трансформации в эффективные  вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных  процессов. В результате низкотемпературного  окисления непосредственно в  пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фрак и легких углеводородов)

 

  Рис.1 Механизм вытеснения нефти газом высокого давления

 

По мере продвижения по пласту сухой или тощий газ (1) постепенно обогащается промежуточными углеводородами нефти (2) (3), при этом содержание промежуточных углеводородов  в газе постепенно увеличивается  и обогащенный газ становиться  смешанным с пластовой нефтью (граница между зонами 3 и 4). Такой  газ из-за отсутствия границы раздела  между ним и нефтью, а так  же благоприятного соотношения вязкости нефти и газа обладает высокой  эффективностью вытеснения и оставляет  за фронтом вытеснения лишь небольшое  количество остаточной нефти состоящей в основном из тяжелых фракций.

Наиболее высокий коэффициент  нефтеотдачи (52%) с учетом низких коллекторских свойств пласта, может быть достигнут лишь при вытеснении в условиях смешиваемости Процесс вытеснения нефти нагнетаемым газом при высоком давлении может протекать в условиях смешиваемости и в условиях не смешиваемости. Это определяется составом пластовой жидкости и нагнетаемого газа, а так же давлением и температурой. В пласт под давлением превышающее 210 кг/кв.см в больших объемах нагнетается газ. При движении его по пласту происходит не только поршневое вытеснение нефти из поровых каналов, но и обмен промежуточными (от этана до гексана) компонентами между сжатым газом и нефтью.

В результате обмена меняется состояние обеих фаз, что ведет  к сближению свойств нефти  и газа и способствует более эффективному вытеснению нефти. Таким образом газ двигаясь от скважины нагнетательной до эксплуатационной растворяется в нефти, что приводит к снижению ее вязкости, увеличению объема и в пласте наблюдается постепенный переход от нагнетаемого газами легкой нефти

 

 

  1. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОДА

 

Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. При растворении в  воде двуокиси углерода вязкость ее несколько  увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся. Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO2. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO2 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду. Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО2наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.

 

 

  1. ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ 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 Svах, соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребенной воды SП. При этом в пласте можно отметить три зоны (I, II и III). В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Svах 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 к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров

 

 

 

 

 

 

Рис. 2. Изменение нефтеводона-сыщенности 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, газоиасыщенные 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.

stud24.ru