87262

ВЛИЯНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗГАЗИРОВАНИЯ НЕФТИ В ПЛАСТЕ НА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Курсовая

География, геология и геодезия

Современной нефтедобывающей отрасли все чаще приходится сталкиваться с проблемами разгазирования жидких углеводородов в пластовых условиях в процессе разработки месторождений и решать эти проблемы как правило непосредственно в процессе эксплуатации месторождений.

Русский

2015-04-18

462.14 KB

10 чел.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра разработкии и эксплуатации нефтегазовых месторождений

ВЛИЯНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗГАЗИРОВАНИЯ НЕФТИ В ПЛАСТЕ НА ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

КУРСОВАЯ РАБОТА

по курсу «Гидродинамика пластовых систем»

Студент гр. МГР 12-14-01

Саликаев Дмитрий Алексеевич

Консультант:

к.т.н., доцент

Гумеров О.А.

УФА

2014

СОДЕРЖАНИЕ

 с.

Обозначения и сокращения

Введение

1 Изучение движения пластовых флюидов в горных породах

2 Основные причины снижения фильтрационно-емкостных свойств горных пород

3 Основные законы фильтрации трехфазных смесей в горной породе

3.1 Описание явления фильтрации трехфазной смеси в горной породе

3.2 Трехфазное течение несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористом пласте

4 Исследования процессов разгазирования нефти в пластовых условиях  

5 Снижение эффективности нефтеизвлечения при трехфазной фильтрации пластовых флюидов

Заключение

Список использованных источников

 

 

 

 


ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

1) ФЕС  -----  фильтрационно-емкостные свойства

2) ОФП  -----  относительные фазовые проницаемости

3) т.е.  -----  то есть

4) т.д.  -----  так далее

5) ПЗП  -----  призабойная зона пласта

6) АСПО -----  асфальтосмолопарафиновые отложения

6) ЭВМ  -----  электронная вычислительная машина

7) КИН  -----  коэффициент извлечения нефти

8) ППД  -----  поддержание пластового давления

9) СИ  -----  Международная система единиц

10) ВНИИ -----  Всероссийский Научно-Исследовательский Институт

11) УкрНИГРИ-----  Украинский научно-исследовательский геологоразведочный институт

ВВЕДЕНИЕ

Современной нефтедобывающей отрасли все чаще приходится сталкиваться с проблемами разгазирования жидких углеводородов в пластовых условиях в процессе разработки месторождений и решать эти проблемы как правило непосредственно в процессе эксплуатации месторождений. Отличительной чертой разработки месторождений нефти, подвергшихся пластовому разгазированию, является  значительное преждевременное снижение пластовой энергии, следствием чего являются снижение нефтеотдачи пластов и необходимость поддержания уровня нефтеизвлечения искусственными способами.

Наличие данных процессов пластового разгазирования нефти требует решения вытекающих из этого процесса проблем эксплуатации месторождений – фильтрации газо-жидкостной смеси с сохранением ФЭС природных коллекторов и максимальным сохранением пластовой энергии.

Данные вопросы изучались мнгоими исследователями и изучаются в настоящее время, но тем не менее эти проблемы в виду сложности и значимости требуют все более глубокого и полного изучения.

1 Изучение движения пластовых флюидов в горных породах

Газированная жидкость представляет собой смесь жидкой и газовой фаз. Газ находится не только в свободном состоянии; часть его растворена в жидком компоненте смеси. В пластовой нефти обычно содержится природный газ. Если давление в пласте выше давления насыщения нефти газом, то весь газ растворяется в нефти, а нефть называется не донасыщенной. Если же пластовое давление ниже давления насыщения, то в процессе движения нефти в пласте из нее выделяется газ, находившийся в растворенном состоянии, и образуется движущаяся смесь  нефти и свободного газа. По мере продвижения смеси в направлении снижения давления из капельно-жидкого раствора (жидкого компонента смеси), выделяется все новая масса газа. Выделяющийся из раствора газ присоединяется к движущемуся свободному газу, вследствие чего увеличивается часть порового пространства, занимаемого газом. Свободный газ становится все более подвижным и фазовая проницаемость породы для газа растет, а фазовая проницаемость для жидкой фазы уменьшается.

Вследствие этого расчеты параметров такого газо-жидкостного потока проводят на основе многофазной модели течения. Так формулу (3.3), выражающую массовую скорость фильтрации в одномерном потоке любой жидкости, можно применительно к капельно-жидкой фазе газированной жидкости записать следующим образом

,        (5.12)

где Gж - массовый дебит жидкой фазы; - функция, определяемая для жидкой фазы; kж - фазовая проницаемость жидкой фазы.

Массовый дебит газового компонента смеси Gг находится как сумма массового дебита газа, движущегося в свободном состоянии Gгс, и массового дебита газа, движущегося в растворенном состоянии Gгр. Используя формулу (3.3) для свободного газа смеси, получим:

,        (5.13)

где   функция, в которой величины мгс и гс относятся к газу; kгс  фазовая проницаемость свободного газа.

Для газа, находящегося в растворе, найдем

,        (5.14)

где σм(р) = Gгр/Gж -  массовая растворимость газа в жидкости, т. е. количество массы газа, растворенное в единице массы жидкости при давлении р.

Суммируя почленно равенства (5.13) и (5.14), получим:

,        (5.15)

Для газированной жидкости пользуются при расчетах величиной объемного газового фактора Г, который представляет собой отношение объемного газового дебита Qг, приведенного к давлению к 1 ат, к объемному дебиту жидкого компонента Qж, приведенному к тем же условиям. Поскольку, массовый дебит на всех изобарических поверхностях в данном одномерном установившемся потоке один и тот же, сохраняется постоянным вдоль всего потока и газовый фактор Г. 

Учитывая, что

,        

где г0 и ж0 - значения плотности газа и жидкого компонента, соответственно, с помощью формул (5.13) и (5.15) получим:

,        (5.16)

где объемная растворимость газа в жидкости

.

Если газ однороден, то в широких пределах (примерно от 1 до 100 ат) объемная растворимость пропорциональна давлению, т. е.

σ(р) =р,        (5.17)

где  - объемный козффиииент растворимости, постоянный для данных жидкости и газа. Формула (5.17) выражает закон Генри растворимости газа в жидкости.

Особенности фазовой проницаемости. По кривым рис. 5.4 можно судить об особенностях фильтрации газированной жидкости. Рассмотрим случай несцементированных песчаников (эксперименты Р Викова и М. Ботсета в 1936г.) Так, при s = 80—90% kж/k = 48 - 70%; это означает, что присутствие в порах пласта от 10 до 20% свободного газа значительно снижает фазовую проницаемость для жидкой фазы. Фазовая же проницаемость для газовой фазы близка к нулю. Если s = 50% или ниже, то фазовая проницаемость для жидкой фазы kж/k = 8% или меньше.

Рис. 5.4. Сравнение кривых зависимости относительной фазовой проницаемости от насыщенности s

------------    несцементированные песчаники,

--  --  --  --  известняки,

 -- .  --  .  --  сцементированные песчаники

При s  20% kж/k = 0, т. е. жидкость не движется, а проницаемость для газа почти такая же, как если бы жидкости совсем не было. Если s > 90% , то установившееся движение газированной жидкости невозможно.   Насыщенность  s  90%   называется равновесной насыщенностью

В процессе разработки нефтяного месторождения при добыче попутного газа можно наблюдать по мере снижения пластового давления явление прекращения отдачи пластом нефти, а скважина дает чистый газ. Причиной этого может оказаться снижение насыщенности s до столь малой величины (s20%), что фазовая проницаемость для нефти обращается в нуль. В результате нефть, оставшаяся в пласте, не движется.

Позднее М. Ботсет опытным путем нашел зависимость фазовой проницаемости для компонентов газожидкостной смеси от насыщенности s при движении в сцементированных песках, А. Балнес и Р. Фитинг - при движении в известняках и доломитах. На рис. 5.4 показаны кривые для всех трех случаев.

Решение задачи об одномерном потенциальном течении газированной жидкости строится по расчетной схеме, аналогичной схеме расчета гомогенной жидкости. Следует прежде всего найти при помощи уравнения состояния выражения  в функции давления р, а затем использовать готовые формулы, беря соответствующие граничные условия.

В формуле газового фактора (5.16) функции г(р) и ж(р) надо определять в соответствии с формулой . Тогда формула (5.16) примет вид:

,        (5.18)

В практических расчетах по технологии нефтедобычи учитывается величина объемного коэффициента нефти, зависящего от давления р.

Объемный коэффициент нефти (р) характеризует изменение объема нефти вследствие изменений давления и количества растворенного газа. Величина (р)  есть отношение удельных объемов нефти в пластовых и атмосферных условиях.

Согласно данному определению

.

Заменяя в формуле  (5.18) отношение функцией (s) получим:

,        (5.19)

Рис. 5.5 Кривые зависимости коэффициента растворимости газа в нефти и объёмного коэффициента нефти от давления

При постоянном газовом факторе Г уравнение (5.19), выражая зависимость между давлением р и насыщенностью s, служит уравнением состояния газированной жидкости. Функции μж(р), μг(p), (р) и σ(р) определяются по экспериментальным данным. На рис. 5.5 представлены зависимости растворимости σ(р)  и объемного коэффициента нефти (р)  от давления (р).

Уравнение (5.19) решается относительно насыщенности s и полученное значение s подставляется в k*ж(s) = kж/k или k*r (s) = kr/k, смотря по тому, движение какой фазы изучается - жидкой или газовой. Если значение s подставить, например, в k*ж(s), будем иметь следующий вид потенциальной функции (р):

       (5.19)

где s (р) — найденное из (5.19) значение s в функции р.

Потенциальную функцию (р) можно определить путем численного интегрирования.

Построим расчетную схему исходя из приближенного вычисления (р). Удобно представить подынтегральную функцию в правой части равенства (5.19) в виде одночленной степенной.

Пусть

       (5.20)

где D и ε — постоянные.

Чтобы найти постоянные D и ε, обратимся к граничным условиям и поступим следующим образом. Подставим в (5.20) последовательно значения рк и р0, а также соответствующие им значения k*ж(s), ж(р) и μж(р). Получим систему уравнений с неизвестными D и ε.

Рис.5.6. Зависимость между относительной проницаемостью для жидкости и функцией (s)

1- сцементированные пески; 2 несцементированные пески

Значения k*ж(s)найдем из уравнения (5.19), определив предварительно (s). Зависимость между k*ж(s) и (s)  показана кривыми рис. 5.6, построенными по эмпирическим формулам.

Из полученных двух уравнений вида (5.20) находим ε:

,        (5.21)

где μк , μс , к , с , k*к и k*с  граничные значения μж(р), ж(р) и  k*ж(s), соответствующие давлениям рк и рс .

Величина D легко определяется из (5.20).

В результате подстановки подынтегральной функции в равенство (5.19) найдем потенциальную функцию (р). Подставляя затем граничные значения (р), например, в уравнение получим формулу массового дебита жидкой фазы смеси:

       (5.22)

Для газированной жидкости ε заключено в следующем интервале значений:  0 <ε < 1

ε характеризует степень отклонения закономерностей фильтрации от тех, какие присущи однородной несжимаемой жидкости; для однородной жидкости ε = 0 (ε может быть назван показателем «несовершенства» жидкости).

Описанная расчетная схема позволяет избежать комплекса вспомогательных расчетов с численным интегрированием. Расчет дебита газированной жидкости можно упростить, сведя расчетные формулы к простейшему виду.

Расчетные формулы для дебита по закону Дарси имеют наиболее простой вид, когда жидкость однородна и несжимаема. Такова, например, формула Дюпюи для объемного дебита Q. Придадим формуле для объемного дебита жидкой фазы газированной смеси в плоско-радиальном потоке вид формулы Дюпюи, сохранив в ней неизменным множитель рк - рс..

Пусть k, ж и μж - постоянны. Тогда из (5.19):

       (5.23)

где Ф (рк) и Ф (pc) — граничные значения интеграла вида . Вычитая почленно равенства (5.23) и применяя известную теорему о среднем в интегральном исчислении, получим:

,        (5.24)

где k'm — некоторое среднее значение функции kж(р) в интервале изменения р от рс до рк.

Подставляя полученное значение к-с в    формулу (3.9) и разделяя на постоянное ж, найдем, что:

.        (5.24)

Имеем явное сходство с формулой Дюпюи.

Таким образом, при расчете дебита жидкого компонента газированной жидкости можно использовать формулы для определения G или Q для однородной несжимаемой жидкости, если заменить в них проницаемость пласта k некоторым средним значением фазовой проницаемости k ж. Другими словами - определить дебит газированной жидкости можно, заменив газированную жидкость воображаемой однородной несжимаемой жидкостью, движущейся в пласте с коэффициентом проницаемости k'ж, меньшим k.

Среднее значение проницаемости k'ж определяется с помощью формулы (5.19), по которой вычисляется (s), соответствующее некоторому среднему давлению рср. Это давление можно принять равным среднему арифметическому от рк и рс при небольшом изменении по пласту насыщенности s. Взяв вычисленное (s), находим k'ж по графику на рис. 5.5.

Хотя формулы Дюпюи и (5.24) сходны между собой, это сходство чисто внешнее. В действительности при движении однородной несжимаемой жидкости в пласте с проницаемостью k мы на основании формулы Дюпюи можем утверждать, что дебит пропорционален депрессии рс = рк - рс, независимо от величины давления рк или рс. Для газированной жидкости дебит зависит не только от депрессии рс, но и от величины давления рк или рс. В этом легко убедиться, если вспомнить, что средняя фазовая проницаемость k'ж обусловлена значениями граничных давлений рк и рс.

Некоторые исследователи рекомендуют приближенные постоянные значения k'ж. Так, И. А. Чарный для несцементированных песков рекомендовал принимать величину k'ж = 0,65 k. М. М. Глоговский и М. Д. Розенберг рекомендуют для тех случаев, когда насыщенность  sk  близка к   единице,   вычислять k'ж следующим образом:

,

если

.

Следует отметить, что в действительности величина средней фазовой проницаемости  зависит от целого ряда параметров для жидкости, газа и пласта.

Некоторые выводы

1. Если на основе выше приведенных соотношений рассмотреть соотношение дебитов скважин с газированной нефтью и  однородной несжимаемой, то видно, что дебит газированной жидкости при прочих равных условиях всегда меньше дебита однородной несжимаемой жидкости. С повышением газового фактора при неизменяющейся депрессии рс дебит жидкой фазы уменьшается, а дебит газа увеличивается; при этом показатель ε растет, хотя и непропорционально G.

2. Пусть при одинаковой депрессии и одинаковом газовом факторе скважины работают при разных пластовых давлениях. Оказывается, при данной депрессии рс и газовом факторе Г более высокий дебит будет при более высоком пластовом давлении. Это объясняется тем, что при более высоких  давлениях меньшее количество пластового газа находится в свободном состоянии, чем при более низких давлениях, значит, повышается фазовая проницаемость жидкости.

Так как для обеспечения притока нефти к забою скважин необходимо создание депрессии р = рк - рс, причем с ростом депрессии дебит скважин увеличивается, то для повышения добычи более эффективным средством является увеличение депрессии за счет повышения пластового (контурного) давления рк, но не путем снижения забойного давления рс.

Из сказанного также можно сделать вывод о незначительной эффективности интенсификации добычи нефти путем создания на скважинах вакуума.

Отмеченный факт подчеркивает большое значение своевременно принятых мер по поддержанию или повышению пластового давления в первых же стадиях разработки нефтяных месторождений.

3. Зависимость дебита жидкости и газа от депрессии, в отличие от однородной жидкости, не является линейной, хотя фильтрация каждой из фаз газированной жидкости принимается следующей линейному закону фильтрации. Таким образом, искривление индикаторной линии при фильтрации газированной жидкости еще не означает наличия отклонений от линейного закона фильтрации.

Индикаторная  кривая для реальной газированной нефти имеет меньший наклон, чем кривая для идеальной газированной жидкости.  Это указывает на то,  что для реальной жидкости существуют добавочные сопротивления   при  фильтрации,   не   учтенные   в   идеальной жидкости.

4. Рассмотрение нестационарной фильтрации газированной жидкости показывает, что начальный период (первые месяцы) неустановившейся радиальной фильтрации газированной жидкости в условиях режима растворенного газа характеризуется высокими дебитами жидкости и газа. Величина дебита жидкости быстро уменьшается с течением времени. Темп падения дебита газа меньше, чем темп падения дебита жидкости.

В дальнейшем темп падения дебита жидкости резко уменьшается и наступает период относительно стабильной добычи, но абсолютная величина дебита жидкости невелика (уменьшается на порядок). Темп падения дебита газа в этот период времени уменьшается гораздо медленнее, чем темп падения дебита жидкости. Газовый фактор сначала резко возрастает, достигая в скором времени  максимума, затем постепенно уменьшается.

2 Основные причины снижения фильтрационно-емкостных свойств горных пород

Достоверно установлено, что в процессе разработки месторождений происходит постепенное ухудшение нефтепроницаемостей ПЗП добывающих скважин. ФЕС ПЗП определяются процессами, протекающими в ней, начиная от первичного вскрытия. В процессе эксплуатации скважин состояние ПЗП постоянно изменяется не только вследствие протекания природных явлений и процессов, но также и за счет техногенного влияния. Снижение фильтрационных свойств ПЗП происходит вследствие внедрения в поровое пространство различных веществ при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией, в процессе освоения, эксплуатационный период и при ремонте скважин. От качества вскрытия продуктивных пластов бурением в значительной степени зависит дальнейшая эксплуатация скважин. Традиционная технология вскрытия пластов бурением на водных глинистых растворах с созданием гидродинамической репрессии до 10-15 МПа обусловливает проникновение в поровое пространство ПЗП не только фильтрата, но и твердой фазы бурового раствора. Глубина проникновения фильтратов глинистых растворов может достигать 14 м и более. Глубина проникновения глинистых частиц в пористую среду через перфорационные каналы достигает 10-20 мм.     

Проникновение в ПЗП воды и фильтрата бурового раствора начинается в процессе вскрытия продуктивного пласта. Эти проникновения наносят серьезный ущерб фазовой проницаемости коллектора ПЗП. В соответствии с современными представлениями, после бурения вблизи ствола скважины на расстоянии 80-100 мм образуется зона, полностью промытая водой, которая отфильтровалась из бурового раствора. За ней имеется переходная зона проникновения. В этой зоне фильтрат смешан с пластовым флюидом. Проникновение воды в ПЗП при бурении происходит из-за гидродинамического перепада давления на высокопроницаемые пропластки и процессов капиллярной пропитки в малопроницаемых зонах. Вода при депрессии, в конечном итоге, вытесняется из высокопроницаемых пропластков, оставаясь в малопроницаемых зонах, где она удерживается капиллярными силами и при последующей эксплуатации не извлекается. Это приводит во многих случаях к снижению охвата пластов по мощности и площади на 30-40%.

Влияние бурового раствора на горные породы ПЗП при их вскрытии заключается не только кольматацией глинистыми частицами, проникновением фильтрата; оно гораздо сложнее и сопровождается многими физико-химическими процессами, вызывающими качественные изменения естественного состояния пород. Под действием проникающего фильтрата бурового раствора фазовая проницаемость ПЗП для нефти снижается в результате повышения водонасыщенности коллектора, набухания глин, а также из-за возможности образования водонефтяных эмульсий, изменения рН среды, смешения химически несовместимых пластовых вод и фильтрата с образованием солевых осадков. Установлено, что в результате проникновения фильтрата в пласты, содержащие глины, происходит набухание глинистых частиц, вызывающее уменьшение поровых каналов в ПЗП[2,3].

Отрицательное воздействие фильтрата на пласт может быть вызвано образованием устойчивых водонефтяных эмульсий, которые в ряде случаев приводят к значительному снижению проницаемости ПЗП. При контакте фильтрата с пластовыми жидкостями в результате химических реакций могут образоваться нерастворимые осадки солей, которые приводят к частичному или полному перекрытию поровых каналов ПЗП.

Наибольшее влияние на снижение проницаемости пластов оказывают фильтраты буровых растворов на водной основе. Анализы результатов вскрытия пластов в Башкирии, Татарии, Западной Сибири, Ставрополье показывают, что использование буровых растворов на водной основе значительно увеличивает сроки освоения скважин. Известно также, что наличие глины в разрезе пластов может снижать проницаемость пород ПЗП. Например, лабораторными опытами установлено, что содержание глины в кернах около 2-3% приводит к дополнительному снижению проницаемости на 30-40%. В пластах, где отсутствует глина, проницаемость пород снижается за счет образования водонефтяных эмульсий. Как показали эксперименты, нефть может образовывать с пресной водой устойчивые эмульсии, причем отдельные эмульсии способны существовать несколько месяцев. Сказанное выше подтверждается и результатами зарубежных исследователей[3].

Изменение проницаемости пород пласта существенно зависит от длительности воздействия фильтрата бурового раствора на ПЗП и от глубины его проникновения в пласт. Под воздействием избыточного давления в пласт проникает не только фильтрат раствора, но и твердые частицы. Однако глубина их проникновения и количество изменяются в широких пределах. Например, экспериментами установлено, что при фильтрации бурового раствора на водной основе, содержащего твердые частицы, через искусственно утрамбованный песок на его поверхности образуется плотная корка толщиной 2-2,5 мм и твердые частицы в поры песчаного образца не проникали, а отфильтрованная вода проникала на глубину 12-13 см. При опытах с песчаными кернами большей проницаемостью наблюдалось проникновение твердых частиц на глубину 15-20 мм, а при фильтрации через крупнозернистый песок глинистые частицы проникали на глубину до 45 мм. На проникновение фильтрата и твердых частиц раствора в пласт указывают также замеры, выполненные в эксплуатационных скважинах Татарии и Тюмени, где при эксплуатации в течение длительного времени на поверхность вместе с пластовой жидкостью извлекались фильтрат и глинистые частицы бурового раствора, причем установлено что проникновение твердой фазы бурового раствора в пласт может в 10 раз и более снизить его проницаемость. Полученные результаты подтверждаются также зарубежными исследователями. При фильтрации бурового раствора через искусственные керны фильтрат проникал на глубину 300 мм и более, а твердые частицы концентрировались в наружном тонком слое. В трещиноватых породах твердая фаза раствора может проникать на глубину до 30 см и более[2,3].

Способность фильтрата проникать в горные породы, слагающие ПЗП, в значительной степени зависит от физико-химических свойств буровых растворов, и в первую очередь водоотдачи. Исследования процесса проникновение фильтрата в пласты позволили определить три вида фильтрации, возникающей при бурении скважины:

а) проникновение бурового раствора в породы пласта, расположенные под долотом, т.е. фильтрация, опережающая процесс углубления забоя;

б) динамическая фильтрация происходящая через стенку скважины при циркуляции бурового раствора;

в) статическая фильтрация, когда циркуляция раствора в скважине прекращается. Из этих трех видов фильтрации наибольшую величину имеет, при прочих условиях динамическая фильтрация[3].

По данным американских ученых, расчетный удельный объем фильтрата, поглощаемый 1 м проницаемого интервала пласта, может составлять 0,8 м3 и более. Однако, более детальные исследования в скважинах, проведенные в нашей стране, показали, что этот показатель зависит от многих факторов и в первую очередь от времени контакта бурового раствора с продуктивным пластом. Фактические замеры позволили определить пределы изменения поглощенных удельных объемов фильтрата, которые при глубине скважины до 2500 м составляли 0,07-0,48 м3 (при бурении) и 0,13-0,75 м3 (после окончания бурения)[2,3].

Таким образом, при длительном воздействии бурового раствора на пласт в ПЗП могут проникать большие объемы его фильтрата. Анализ промысловых и лабораторных исследований позволяет установить, что в процессе вскрытия проницаемых горизонтов изменяется естественное состояние пород призабойной зоны, причем это изменение, как правило, направлено в сторону ухудшения их характеристик и вызывается следующими факторами:

- набуханием глинистых частиц, содержащихся в породах пласта, при их контакте с фильтратом раствора;

- образованием устойчивых эмульсий при перемешивании фильтрата бурового раствора с пластовой нефтью;

- образованием малорастворимых осадков в порах пласта при взаимодействии фильтрата бурового раствора с пластовой жидкостью;

- проникновением в пласт твердых частиц и закупориванием ими каналов призабойной зоны;

- перемещением твердых частиц, находящихся на поверхности норовых каналов, которые, двигались по каналам вместе с фильтратом раствора, могут осаждаться в них и сужать проходное сечение.

В результате многочисленных исследований в лабораторных условиях и экспериментальных замеров, выполненных в бурящихся скважинах, определена степень отрицательного влияния бурового раствора на пласт:

а) с увеличением объема фильтрата и твердых частиц, проникающих в пласт, а также глубины их проникновения в призабойнзто зону возрастает отрицательное воздействие бурового раствора;

б) с увеличением перепада давления между стволом скважины и призабойной зоны, а также времени контакта бурового раствора с пластом увеличивается объем проникающих в пласт фильтрата и твердых частиц и повышается отрицательное влияние бурового раствора на призабойную зону продуктивного горизонта;

в) в гранулярных коллекторах на призабойную зону оказывает влияние в основном фильтрат бурового раствора, проникающий на значительную глубину в пласт, а твердые частицы могут проникать в пласт по норовым каналам большого сечения или по трещинам в трещинных коллекторах;

г) наибольший вред буровой раствор приносит при вскрытии пластов с низкой проницаемостью пород и продуктивных горизонтов с аномально низкими пластовыми давлениями;

д) из всех параметров бурового раствора наибольшее влияние на фильтрацию жидкости в пласт оказывает водоотдача и в первую очередь динамическая фильтрация, зависящая от скорости потока и забойной температуры.

Данные многолетней практики применения промывочных жидкостей на водной основе и лабораторных исследований показывают, что проникновение в пласт фильтрата и промывочной жидкости в период вскрытия - основная причина ухудшения коллекторских свойств пласта. Лабораторными исследованиями, проведенными на естественных и искусственных кернах установлено, что проникающая в пласт вода снижает естественную проницаемость коллектора до 50% и более. Кроме того, лабораторными исследованиями показано, что после добавки к промывочной жидкости различных реагентов, улучшающих ее структурно-механические свойства, снижается естественная проницаемость коллектора.

Институтом УкрНИГРИ были исследованы закупоривающие свойства растворов химических реагентов и солей, широко применяемых для обработки буровых растворов. Было исследовано десять водных растворов химических реагентов и солей различной концентрации. Для сопоставления результатов исследований было изучено влияние технической воды на проницаемость породы.

Анализ полученных лабораторных данных показал, что все исследованные химические реагенты в различной степени снижают проницаемость породы. Наибольшее закупоривание пористой среды получают при использовании гипана, Na2CO3 и др. Их водные растворы снижают проницаемость породы значительно больше, чем техническая вода, после которой коэффициент восстановления составляет 60%.

Закупоривающие свойства водного раствора гипана резко проявляются с ростом его концентрации в растворе. После прокачки раствора гипана 10%-ной концентрации образцы керна стали практически непроницаемыми.

Было установлено, что из всех исследованных растворов реагентов и солей наименьшее снижение проницаемости породы вызывают хроматы калия или натрия и хлористый кальций.

Вопросами исследования гидродинамических процессов в ПЗП и сохранения ФЕС занимались многие ученые нефтяники.

Однако, несмотря на большое количество выполненных исследований, остаются еще проблемы (например комплексной очистки ПЗП), решение которых позволит существенно повысить эффективность эксплуатации скважин.

К основным факторам снижения проницаемости ПЗП в процессе эксплуатации скважин относятся:

- в добывающих скважинах:

а) проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) в процессе подземного ремонта или промывочной жидкости;

б) проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках;

в) возможное набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой;

г) возможное образование водонефтяной эмульсии;

д) выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий;

г) проникновение в ПЗП механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины.

- в нагнетательных скважинах:

а) набухание глинистых пород при контакте с закачиваемой пресной водой, а также с растворами определенных химических реагентов;

б) смена в процессе закачки минерализованной воды на пресную;

в) кольматация ПЗП твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других работ;

г) повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода под нагнетание работали как добывающие.

Установлено, что за непродолжительный эксплуатационный период снижение показателей работы скважин достигает кратное число раз. Снижение нефтепроницаемости и других ФЕС ПЗП начинается еще на стадиях вскрытия пластов бурением, вторичного вскрытия перфорацией и продолжается после ввода их в эксплуатацию (первое и последующие глушения скважин водными системами, отложение в ПЗП органических высокомолекулярных АСПО, образование эмульсионных аномальновязких смесей, выпадение органических солей и др.).

Анализ современного состояния отечественного нефтепромыслового дела показывает, что в ближайшее время не удастся исключить загрязнения ПЗП как искусственного характера (проникновение фильтратов буровых и промывочных составов, кольматация глинистыми частицами, инфильтрация жидкостей глушения и т.д.), тем более естественных природных факторов (образование коллоидизированных пристенно-аномальных углеводородных слоев, АСПО, естественная гидрофилизация и др.).

Для предотвращения потерь производительности скважин в практике нефтегазового дела используются два направления:

- предупреждение ухудшения фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины при бурении, цементировании, эксплуатации и ремонтах;

- улучшение гидродинамических характеристик или повышение производительности скважины обработкой ПЗП.

Для реализации первого из этих направлений применяют комплекс мероприятий, способов и средств, как правило, снижающих давление на пласт при бурении и креплении скважин. С этой же целью используют технологические жидкости и композиционные составы, совместимые с породой пласта и флюидами. Второе направление решается посредством обработки призабойной зоны скважин различными способами. Эти два направления развиваются самостоятельно, но они не исключают друг друга, а наибольший эффект по предупреждению снижения продуктивности достигается при совместном системном решении проблемы. Вместе с тем способы воздействия на призабойную зону не только предупреждают или устраняют причиненный ущерб, но и в большей мере обеспечивают повышение естественных фильтрационных характеристик пластов.

По своей сущности обработки призабойной зоны не могут не приводить к повышению производительности скважин. В то же время, как правило, эти процессы многокомпонентные, а их результативность определяется суммой факторов, зависящих от свойств объекта воздействия (пласт и скважина), достоверности диагноза и соответствия запроектированного метода и его технологии объекту. Поэтому выбор метода воздействия и технологии его осуществления должен базироваться на тщательном и многофакторном изучении причинно-следственных связей между объектом воздействия - конкретной скважинной и ее геолого-технической характеристикой и предметом воздействия - методом с его механизмом, технологией и регламентами применения[2,3,4].

Резюмируя вышеизложенное о физических процессах, протекающих в ПЗП в период первичного и вторичного вскрытия, а также в период вызова притока и освоения скважины, выделим основные факторы, определяющие коэффициенты проницаемости и подвижности в ПЗП:

- кольматация - процесс загрязнения ПЗП механическими частицами, содержащимися в жидкостях вскрытия и освоения с возможным последующим их набуханием. Если же в ПЗП попадают только фильтраты различных растворов, то в этом случае возможно набухание частиц цементирующего вещества терригенной породы или самих частиц скелета породы.

- проникновение в ПЗП фильтратов различных растворов, используемых в период первичного и вторичного вскрытия, а также жидкостей глушения и освоения.

- термодинамическая неустойчивость забойных условий со стороны скважины и ПЗП[3].

3 Основные законы фильтрации трехфазных смесей в горной породе

3.1 Описание явления фильтрации трехфазной смеси в горной породе

Традиционно считается, что в залежах могут присутствовать три основные фазы пластовой жидкости: нефть, газ и вода. Такое представление обусловлено теми соображениями, что все три фазы могут присутствовать в пласте изначально или же вода/газ нагнетаются в нефтяной пласт с целью вытеснения содержащейся в нем нефти. Поэтому при моделировании пластового течения его необходимо рассматривать как трехфазное[1,2,4].

Структуры месторождений часто представляют собой сложную систему трещин (с высокой проницаемостью и малой пористостью) и пористых блоков (с низкой проницаемостью и большой пористостью). Такие пласты получили название трещиновато-пористых пластов. Свойства скелета залежи также необходимо учитывать при моделировании пластового течения.

Модели нелетучей нефти находят широкое применение в задачах разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности, для оценки предполагаемой нефтедобычи, размера и длительности использования месторождения, расположения скважин и др.

В работе исследуется процесс вытеснения нефти газом или водой, широко используемый в практике нефтедобычи. Вытеснение происходит в пласте, который состоит из карбонатных пород, главным образом, из известняков, в которых почти всегда имеются многочисленные трещины. Такие пласты называются трещиновато-пористыми.

Трещиновато-пористые среды представляют собой блоки из обычной пористой среды, обладающей конечной пористостью и проницаемостью. Между этими блоками находятся трещины. Объем трещин пренебрежимо мал по сравнению с общим объемом, занятым твердым скелетом и пустотами; в большинстве случаев он мал и по сравнению с общим объемом пустот, складывающимся из объема порового пространства пористых блоков и объема самих трещин. Гидравлическая проводимость системы трещин чаще всего во много раз больше проводимости блоков. Поэтому можно сказать, что в трещиновато-пористой среде жидкость хранится в пористых блоках, а перемещается по трещинам (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 – Схема движения трехфазной смеси в трещиновато-пористом пласте

В работе трещиновато-пористая среда рассматривается как сплошная среда. В этом случае к рассмотрению допускаются лишь объемы, содержащие настолько много блоков и трещин, что можно не интересоваться движением в каждой отдельной трещине, а описывать движение в целом некоторыми осредненными характеристиками. Условием применимости такого подхода является требование, чтобы размеры трещин были малы по сравнению с размерами области движения.

В рассматриваемом случае следует учитывать возможность различия давлений в блоках и трещинах, в связи с чем в каждой точке среды вводится не одно давление жидкости, а два: в трещинах и в пористых блоках. Соответственно, вводятся два вектора скорости фильтрации: по трещинам и по блокам.

Следует отметить, что нефть и газ могут быть как смесью углеводородных компонент, так и отдельными несмешивающимися фазами. В работе Козловой А.К. рассматриваются две модели. В первой модели вытеснение происходит в неоднородном пласте, а нефть и газ допускают межфазовый массообмен. Во второй - вытеснение происходит в трещиновато-пористом пласте, а нефть и газ являются несмешивающимися фазами. В данной курсовой работе рассмотрим вторую модель.

Предполагается, что вода - это отдельная несмешивающаяся фаза. Рассматриваемая система может находиться в одно-, двух- и трех- фазном состояниях.


Движением за счет капиллярных сил в системе трещин пренебрегается, так как перепад давлений на границе рассматриваемого пласта (макромасштаб) и перепад, создаваемый капиллярными силами (микромасштаб), различаются на несколько порядков. Следовательно, давление в различных фазах можно считать одинаковым для среды, в которой происходит движение жидкости за счет перепада давлений на границе пласта[1,4].

В случае однофазного течения скорость потока совпадает со скоростью фильтрации фазы. В случаях двух- и трехфазного течения общая скорость потока полагается равной сумме фазовых скоростей фильтрации:

  (3.1)

 

3.2 Трехфазное течение несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористом пласте

Основные уравнения для описанной модели трехфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористом пласте - это уравнения сохранения массы для всех фаз в трещиноватой (3.2) и пористой (3.3) средах:

 

(3.2)

(3.3)

где  фk - пористость среды k;

р - плотность фазы ;

Sk - насыщенность фазы  в среде k;

U - скорость фильтрации фазы  в системе трещин;

Г - функция перетока для фазы . Здесь  Е {w,o,g} и k E {m, f}. 

Эти системы в предположении, что фазы не смешиваются и, следовательно, тем фактом, что нефть и газ состоят из нескольких компонент, можно пренебречь.

Системы (3.2) и (3.3) связаны между собой через функции перетока Г:

(3.4)

где   - параметр, характеризующий форму пор;

fm - подвижность фазы  (см. ниже замечание о подвижностях);

рk - давление в фазе  в среде k, где k E {m, f}.

Как уже было сказано, в системе трещин предполагается, что давление во всех фазах одинаковое, то есть

       (3.5)

Соотношения для пористых блоков вводятся в виде

(3.6)

Капиллярные давления являются функциями насыщенностей и находятся экспериментальными методами. С учетом сжимаемости фаз

(3.7)

С использованием соотношений (3.5) и (3.6) функции перетока для каждой из фаз переписываются в виде

 

(3.8)

Уравнения сохранения для каждой из фаз в системе трещин (3.2) приобретают вид (3.9)

 

(3.9)

где B - фактор сжимаемости среды  для  E {w,o,g}, который вычисляется по формуле

    (3.10)

где 0 - плотность фазы  при стандартных условиях. Уравнения сохранения в пористых блоках имеют вид:

 

(3.11)

Уравнения для определения давления в системе трещин (pf) и в 
пористых блоках (рom) получаются путем суммирования законов сохранения (3.9) и (3.11), соответственно:

  (3.12)

  (3.13)

где c - сжимаемость фазы , ct - суммарная сжимаемость. Величины с для а E {w,o,g} вычисляются по формуле (3.14), а величина ct - по формуле (3.15):

  (3.14)

(3.15)

Уравнение
 для давления в пористых блоках преобразуется с использованием формул (3.5) и (3.6) для капиллярного давления:

 (3.16)

Предполагается, что капиллярные давления являются экспериментальными функциями насыщеностей фаз. При использовании линий тока специфика метода решения состоит в том, что процедура численного решения является последовательной. Поэтому допустимо считать, что капиллярные давления не зависят от времени. В этих условиях уравнение (3.16) преобразуется к виду

 (3.17)

Правая часть в уравнении (3.12) заменяется на равную ей левую часть уравнения (3.17). В результате получается уравнение:

 (3.18)

Полученная таким образом модель трехфазного течения несмешивающихся жидкостей в трещиноватопористом пласте принимается как исходная для проведения численных расчетов[4].

4 Исследование влияния процессов разгазирования нефти в пластовых условиях

Еще на заре становления отечественной нефтяной промышленности при обосновании темпов добычи нефти и целесообразности поддержания пластового давления промысловиками отмечалось, что наличие в пористой среде свободного газа при разработке нефтяных месторождений с забойным давлением ниже давления насыщения может привести к снижению фазовой проницаемости для нефти, ухудшению условий движения ее к забоям скважин. Если пластовое давление при этом сохраняется выше давления насыщения, то разгазирование нефти происходит только в ограниченной зоне вокруг скважин. С изменением забойных или пластового давлений изменяются размеры этих зон, газонасыщенность и нефтепроницаемость пористой среды в пределах зон. Все это, вместе взятое, отражается на дебитах скважин.

Поэтому в практике разработки нефтяных месторождений исходили из необходимости сохранения в скважинах забойных давлений выше давления насыщения из опасения, что разгазирование нефти в пласте при снижении забойных давлений ниже давления насыщения приведет к необратимому снижению коэффициентов продуктивности и дебитов скважин, и конечной нефтеотдачи пласта, даже при поддержании пластового давления выше давления насыщения[5].

Вначале проведем теоретические исследования влияния свободного газа на показатели разработки, прежде всего на динамику изменения среднего пластового давления и проведем оценку влияния свободного газа на технологические показатели системы ППД.

Исследование процессов многофазной фильтрации на математических моделях остается актуальным и поныне по ряду причин. Это, прежде всего, сложность и порой неоднозначность моделирования процессов движения многофазного флюида в пористой среде. Актуальным является также и потребности практической нефтедобычи. Здесь необходимо выделить следующие принципиальные положения. Первое - это все более возрастающая доля залежей легкой нефти в общем балансе запасов нефти. Возрастание доли таких залежей связано с увеличением глубины бурения. Легкие нефти и газоконденсат характеризуются низкой молекулярной массой (от 23 до 60), высоким газовым фактором (более 200 м33), низкой плотностью дегазированной нефти в поверхностных условиях - от 0.739 до 0.816 г/см. Обычно месторождения (залежи) легкой нефти расположены на глубине более 1524 м, характеризуются пластовыми давлениями выше 172 атм и температурами выше 66 оС [6,7].

Согласно существующим представлениям разработка залежей нефти проходит несколько этапов. По Маскету, первичная добыча - это период разработки, который начинается с момента открытия месторождения и продолжается до тех пор, пока природных запасов энергии хватает для вытеснения нефти и обеспечения выгодных темпов добычи. Обычно в период первичной добычи поддержание давления не предусмотрено, хотя и возможно. При этом, согласно Маскету, поддержание давления - это процесс нагнетания флюида в пласт с целью снижения темпов падения давления в пласте и сохранения его энергии. Однако в реалиях отечественной нефтедобычи в период первичной добычи закачка в пласт начинается только после существенного снижения дебитов нефти.

При этом пластовое давление бывает близко или даже ниже давления насыщения нефти газом, что приводит к началу образования в пласте фазы свободного газа. Особенно это положение актуально для легких нефтей с большим газовым фактором [5,6,8].

При этом очень трудно разделить области со свободным газом и остаточной нефтью, так как на разделение этих фаз в результате гравитационного воздействия требуется значительный период времени. Таким образом, газонефтяной контакт не является четко выраженной поверхностью, что также усложняет разработку залежей нефти, первоначально представленных достаточно однородными полями нефтенасыщения.

Полученные результаты позволяют сделать следующие выводы:

- выработка запасов нефти залежи без поддержания пластового давления или при недостаточном уровне компенсации отборов закачкой воды сопровождается интенсивным снижением пластового давления, процессом разгазирования нефти и образованием областей свободного газа. При достижении давления насыщения нефти газом за счет расширения выделяющегося газа темп падения пластового давления замедляется;

- образование и расширение фазы свободного газа в областях коллектора с давлением меньшим давления насыщения газа повышает неравномерность выработки запасов нефти. В период интенсивного образования фазы свободного газа максимальный объем выделившегося газа сосредоточен в высокопроницаемом слое, что связано с тем, что там быстрее снижается пластовое давление, больше запасов нефти и, соответственно, запасов газа. Однако, с течением времепи происходит отбор газа скважинами, а также фильтрация газа в верхние слои коллектора при разделении фаз в поле сил тяжести;

- однозначно установлено, что разработка залежей нефти с большим газовым фактором должна с самого начала производится с поддержанием пластового давления в режиме интенсивной закачки воды. Несоблюдение этого требования может кратно снизить нефтеотдачу пласта;

- показано, что в сложно построенных коллекторах характеризуюшихся неоднозначностью давления насыщения нефти газом, неоднородность физических свойств коллектора может существенно снизить нефтеотдачу при частичном разгазировании нефти;

- образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку залежи. Как показали исследования, возникновение газовых пробок приводит к ухудшению гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, что может привести к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются в области закачки. Распределение полей давления позволяют сделать вывод, что область свободного газа сказывается на разработке пласта как ухудшение фильтрационных свойств в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами;

- проведенные исследования зависимости КИН от объемов зон свободного газа показали, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объемов выделившегося свободного газа. В послойно-неоднородном пласте при наличии зоны свободного газа вытесвение нефти происходит крайне неравномерно. Этому способствуют как трехфазностъ процесса фильтрации, так и неоднородность ФЕС коллектора, При этом, в присутствии свободного газа, связь между добывающей и нагнетательной скважинами ухудшается [5,6,7,8].

5 Снижение эффективности нефтеизвлечения при трехфазной фильтрации пластовых флюидов

По вопросу потерь нефти имеется ряд работ, в которых в основном рассматривались замкнутые нефтегазовые залежи. В связи с необходимостью оценки потерь нефти для залежей различного типа и особенно с активной пластовой водой во ВНИИ была поставлена задача о фильтрации газированной нефти при отборе газа из газовой шапки, которая решалась численно. На основе таких расчетов была создана методика определения потерь нефти в нефтегазовых залежах. В этой работе рассматривалась плоская задача фильтрации при неограниченном отборе газа из газовой шапки из замкнутых залежей и залежей, приуроченных к пластовой системе бесконечно большой протяженности. В основу расчетов были положены балансовые соотношения для воды, нефти и газа. Учитывалось выделение растворенного газа при снижении пластового давления, непоршневое вытеснение нефти водой и уход свободного газа из нефтяной зоны в газовую шапку. Принималось, что давление в нефтяной зоне отличается от давления в газовой шапке [5,6]. 

Основной целью этих расчетов было выявление механизма вытеснения газированной нефти водой и влияния различных факторов на распределение запасов нефти при отборе газа из газовой шапки, когда нефть не добывается. Как указывалось, этот вариант соответствует максимальным потерям нефти. При одновременной добыче нефти и газа и при различных сроках совмещения разработки газовой шапки нефтяной оторочки потери также будут, но меньше, чем при отборе только газа. Проведенные исследования позволили выявить основные особенности разработки нефтегазовых залежей различного типа при неограниченном отборе газа из газовой шапки.

А. Замкнутые залежи. В замкнутых залежах давление в газовой шапке будет снижаться не как в чисто газовых, а медленнее вследствие внедрения нефти в газовую шапку и ухода из нее части растворенного газа. При этом в замкнутых залежах объем нефти, внедрившейся в газовую шапку при неограниченном отборе газа, сравнительно невелик и не превышает количество нефти, которое может быть добыто из нефтяной зоны при разработке ее на режиме растворенного газа и таком же снижении пластового давления.

Распределение запасов нефти между зоной начального нефтенасыщения и газовой шапкой для этого типа залежи показано на рисунке 5.1. Ущерб, наносимый нефтяной зоне замкнутой нефтегазовой залежи при первоочередной разработке газовой шапки, определяется не этим уходом нефти, а резким ухудшением условий выработки всех запасов нефти при снижении пластового давления, когда используется только природная энергия пласта.

  1 - нефть, оставшаяся в пределах первоначальных границ залежи; 2 - нефть, внедрившаяся в газовую шапку

Рисунок 5.1 –Динамика оттока запасов нефти в газовую шапку при отборе газа из замкнутой нефтегазовой залежи

Опыты, проведенные во ВНИИ, показывают, что при вытеснении газированной нефти газом нефтеотдача существенно зависит от степени снижения давления.

Б. Залежи с активной пластовой водой. В залежах с активной водой характер фильтрации нефти и ее потери при опереженной разработке газовой шапки существенно отличаются от таких же показателей для замкнутых залежей. Если из такой залежи добывается газ, то, как и для замкнутых залежей, будет наблюдаться снижение давления в газовой шапке и нефтяной зоне, что приведет к развитию газовой фазы в нефти. Одновременно отбор газа приведет к снижению давления в законтурной области и внедрению воды.

На рисунке 5.2 показано размещение запасов нефти в области начального нефтенасыщения, в заводненной зоне и в газовой шапке в зависимости от отбора газа из газовой шапки для рассмотренного примера.

Аналогично рисунку 5.1 график построен в безразмерных координатах - безразмерного отбора газа, под которым понимается отношение суммарной добычи газа к запасам (в нормальных условиях), и относительного объема нефти, т.е. отношения количества нефти в каждой из зон к ее общим запасам в пластовых условиях.

  1 – нефть в заводненной воде; 2 – нефть в оставшейся оторочке;

3 – нефть, внедрившаяся в газовую шапку

Рисунок 5.2 – Распределение запасов нефти по зонам в зависимости от отбора запасов газа

По мере отбора газа происходит постепенное исчезновение зоны первоначального нефтенасыщения при одновременном росте количества нефти, остающейся в заводненной области и переместившейся в газовую шапку. Потери первой категории связаны с внедрением воды при снижении пластового давления, так как при современной технологии нефтедобычи нефть, остающаяся в заводненной зоне, практически неизвлекаема. Потери второй категории, характерные только для нефтегазовых залежей, будут в первую очередь зависетъ oт условий выработки нефти, переместившейся в газовую шапку. Для залежей с активной пластовой водой объем нефти, ушедшей в газовую шапку, будет значительно больше, чем в замкнутых, что наглядно видно из сопоставления (рисунок 5.3).

На рисунке 5.2 это соответствует отбору 43% газа. Начиная с этого момента, извлекаемые запасы нефти будут непрерывно уменьшаться, так как все большее количество переместившейся нефти будет оставаться в заводненной зоне [6].

1 – замкнутая залежь; 2 – залежь с активной пластовой водой

Рисунок 5.3 – Сопоставление объемов нефти, переместившейся в газовую шапку

 

Таким образом, при решении вопроса о наиболее рациональном порядке разработки нефтяной части залежи с активной водой в первую очередь нужно знать возможные потери нефти при неограниченном отборе газа. На основании данных о возможных потерях нефти путем технико-экономического анализа устанавливается величина допустимых потерь и целесообразной продолжительности консервации запасов газа и таким образом определяется рациональный вариант очередности разработки нефтяной зоны и газовой шапки [5,6,8].


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В проделанной курсовой работе по дисциплине “Гидродинамика пластовых систем” мною рассмотрена тема «Влияние процессов разгазирования нефти в пласте на гидродинамические процессы в пористой среде».

В ходе данной курсовой я изучил движение пластовых флюидов в горных породах, основные ФЕС горных пород и причины чнижения их показателей в процессе разработки и эксплуатации природных коллекторов. Также мною был рассмотрен вопрос разгазирования нефти в пластовых условиях и влияние этого процесса на выработку нефтяных залежей.

Рассмотренная тема весьма актуальна, поскольку современная разработка месторождений природных энергоносителей (нефти, газа) вынуждена все чаще решать проблемы нефтеизвлечения в условиях разгазирования нефти непосредственно в пласте, и в то же время данные задачи нуждаются в более глубоком и детальном изучении.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Стрекалов А.В., Баталов Д.А. Общие проблемы теории фильтрации при совместном движении двух флюидов.- «Нефтегазовое дело», 2014г. №5

2. Тиаб ДЖ., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов/ Перевод с английского.- М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. -868 с.

3. Игнатьев А.В. Исследование и разработка технологий сохранения и восстановления фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при бурении и эксплуатации скважин: диссертация …кандидата технических наук : 25.00.15/ Игнатьев Артем Викторович; [Место защиты: Научный центр нелинейной волновой механики и технологии].- Москва, 2010.- 165 с.

4.  Козлова А.К. Численно-аналитические модели трехфазных течений в нефтяных пластах при наличии массообмена: дис. ... кандидата технических наук : 05.13.18 / Козлова Антонина Кирилловна; [Место защиты: Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина] - Москва, 2008.- 112 с.

5. Сагдиев Р.Ф. Особенности установления режима работы добывающей скважины при эксплуатации с забойным давлением ниже давления насыщения: диссертация … кандидата технических наук: 25.00.17 / Сагдиев Рафис Фанисович; [Место защиты: Российский Государственный Ун-т Нефти и Газа им И.М. Губкина].- Москва, 2003.- 173 с.

6. Хальзов А.А. Управление эффективностью выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа: диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.17 / Хальзов Александр Анатольевич; [Место защиты: Ин-т проблем трансп. энергоресурсов].- Уфа, 2009.- 117 с.

7. Ерофеев А.А., Мордвинов В.А. Изменение свойств призабойной зоны скважины в процессе разработки Бобриковской залежи Уньвинского месторождения.- Вестник ПНИПУ. Нефтегазовое и горное дело. 2012. №5.

8. Вахитов Г.Г., Максимов В.П., Булгаков Р.Т. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения: М., Недра, 1982.- 229с.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

37119. Истоки и сущность режима личной власти Сталина. Политические процессы и массовые репрессии 26.79 KB
  Истоки и сущность режима личной власти Сталина. Истоки сталинизмаЗарождавшийся сталинизм проявлялся в несогласии Сталина с линией Ленина в ряде программных стратегических и тактических вопросов социалистической революции и в попытках провести свою линию вопреки Ленину или нарушая линию Ленина. Сталина часто называют непоследовательным марксистом приписывают ему отступничество от идей Ленина но согласно трактовке социализма Сталин стремился выполнить ряд основных задач: сделать государство пролетарским уничтожить эксплуататорские классы...
37120. Международное положение и внешняя политика СССР в предвоенные годы. Соглашения и договоры с Германией 26.14 KB
  Международное положение и внешняя политика СССР в предвоенные годы. Следующий период в истории внешней политики СССР начался в марте 1939 г. Британские консерваторы не хотели подлинного союза с СССР не оставляли надежды подтолкнуть немецкую экспансию в восточном направлении то есть в направлении Советского Союза. В частности вопрос о дополнительном протоколе к пакту о ненападении был поставлен наркомом иностранных дел СССР В.
37125. Столыпинская программа индустриализация страны, результаты её осуществления 19.27 KB
  Ее центральной идеей явились: насильственное разрушение крестьянской земельной общины и создание на ее развалинах новой системы земледелия порождающей господство крепких хозяев. Задачи новой реформы решались не за счет помещичьих земель а путем облегчения покупки земельных угодий и создания условий переселения в Сибирь где были огромные массивы неосвоенных земель. Малоземелье толкало крестьян на конфликты с помещиками обладающими огромными земельными массивами а поэтому столыпинская реформа представляла собой попытку вынести вспыхивающие...