Курсовая работа: Контроль и регулирование процессов извлечения нефти

Курсовая работа: Контроль и регулирование процессов извлечения нефти

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ В ЗАВОДНЕНИИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ:

"КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ"

Содержание

Введение

1. Условия проявления капиллярных сил

2. Промысловые исследования капиллярных процессов при заводнении нефтеносных пластов

3. О механизме капиллярной пропитки в реальных нефтеносных пластах

4. Характеристика капиллярных противотоков в микронеоднородной пористой среде

5. Влияние капиллярной пропитки на показатели заводнения неоднородных пластов

Выводы

Список использованных источников

Капиллярные силы в микронеоднородной пористой среде при заводнении - это поистине "невидимые великаны".

Размеры пор и поровых каналов изменяются от 1 - 10 до 500 - 1000 мк и более. В таких поровых каналах на границе раздела фаз (нефти и воды) на мениске развивается капиллярное давление, которое по величине может достигать 0,03-0,3 ат и более.

Эта величина кажется несущественной по сравнению с обычными при разработке внешними перепадами давления. Но эти внутренние капиллярные силы локализованы в весьма ограниченном объеме на водонефтяном разделе, а градиенты их могут быть значительно выше созданных градиентов давления, вследствие чего возможности влияния капиллярных сил на процесс вытеснения нефти водой из пластов очень большие.

До начала разработки нефтяных залежей па границе раздела фаз поверхностно-молекулярные силы уравновешены силами тяжести. При разработке залежей равновесие сил нарушается и движение жидкости в пористой среде за счет созданного перепада давления происходит при непрерывном проявлении внутренних сил, которые стремятся вновь придать многофазной системе равновесное состояние. Эти внутренние силы буквально контролируют весь процесс фильтрации несмешивающихся жидкостей в пласте и определяют текущие и конечные значения всех показателей заводнения пластов.

Без выяснения роли капиллярных процессов в заводнении и нефтеотдаче продуктивных пластов невозможно обосновать пути улучшения технологии и повышения эффективности заводнения нефтяных залежей.

Значение капиллярных сил в процессе фильтрации несмешивающихся жидкостей в пластах и пропитке пористых тел осознано уже давно. Первые исследования микропроцессов, происходящих в нефтеносных пластах при заводнении, были проведены в конце 30-х - начале 40-х годов.

Начало исследования поверхностно-молекулярных явлений при вытеснении нефти водой из пористой среды было положено П.А. Ре-биндером, Б.В. Дерягиным, М.М. Кусаковым, Ф.И. Котяховым, Г.А. Бабаляном, Л.В. Лютиным и др.

На современном этапе исследования физики микроявлений в продуктивных пластах при заводнении получили широкое развитие и успешно проводятся В.М. Рыжиком, А.Г. Ковалевым, А.А. Кочешковым, В.Г. Оганджанянцом, III.К. Гиматудиновым, А.Ф. Богомоловой, Д.Н. Некрасовым, Л.К. Курбановым, И.Л. Мархасиным, И.И. Кравченко,

В. 'Г. Лианосовым, Л.С. Мелик-Аслановьм и другими специалистами. Из зарубежных исследователей в данной области известны Мур, Слобод, Раппопорт, Ричардсон, Кэйт, Маттакс, Чатэневер, Грэхэм, Браунскомбе, Дэйс, Тервилигер, Инрайт и др.

К настоящему времени проведено очень много исследований условий и характера проявления капиллярных сил при заводнении нефтеносных пластов, которые освещают самые различные аспекты поверхностно-молекулярных явлений в пористых средах. Изучение проводилось в разных условиях и направлениях.

Как видно, исследований капиллярных явлений на искусственных образцах, кернах и моделях выполнено довольно много. Значительно меньше исследований капиллярных процессов проведено непосредственно в промысловых условиях.

Во всех этих исследованиях изучены самые различные аспекты капиллярных процессов и поверхностных явлений. Но в силу принятых упрощений моделей поровых каналов и пористой среды вследствие невозможности соблюдения, всех критериев подобия осуществляемого процесса вытеснения модели нефти водой реальному процессу заводнения неоднородных пластов полученные результаты исследований можно интерпретировать лишь для условий адекватных эксперименту. Поэтому на основе результатов отдельных исследований, по-видимому, нельзя получить полного представления о роли капиллярных сил в заводнении нефтеносных пластов и тем более выяснить возможность использования их для улучшения показателей заводнения, главным образом для повышения темпа разработки и нефтеотдачи пластов. Промысловые исследования проявления капиллярных сил объективно отражают все многообразие условий их реализации, но позволяют интерпретировать результаты лишь в интегрированном виде, не раскрывая деталей процесса.

Капиллярные процессы на пористых средах и особенно при промысловых исследованиях не поддаются непосредственному наблюдению, поэтому можно лишь предполагать их характер, исходя из теоретических представлений и полученных результатов. Ввиду этого, очевидно, только на основе данных совокупности разносторонних экспериментальных и промысловых исследований капиллярных явлений можно представить достаточно близкую к реальной объективную картину происходящих микропроцессов в пласте при заводнении. Нами сделана попытка обобщения и установления взаимосвязи результатов указанных исследований, выяснения условий проявления капиллярных сил, механизма микропроцессов в неоднородных пластах при заводнении и возможностей их регулирования.

В процессе заводнения нефтеносных пластов формируется весьма сложный контакт жидкостей (фаз), обладающих различной поверхностной энергией.

На границе каждой фазы возникает поверхностный слой, в котором свойства вещества отличаются от его объемных свойств. Вследствие этого поверхность раздела обладает свободной энергией FS, отличной от энергии объемных фаз (отнесенных к одному и тому же количеству молекул). Свободная энергия поверхности соприкосновения фаз является функцией температуры Т и площади S поверхности раздела фаз. Свободная энергия элементарной поверхности dS.

DFS = - λS dT + σ dS (1), или при Т = соnst

σ = (dFS / dS) T (2)

где σ - свободная энергия единицы поверхности при некоторой постоянной температуре (межфазное натяжение); λS - энтропия поверхности.

Стремление свободной энергии к минимуму приводит к возникновению сил, действующих тангенциально к поверхности раздела фаз и стремящихся сократить ее.

Но так как поверхность раздела фаз по периметру cоприкасается с поверхностью каких-либо каналов или пор, то величина поверхности раздела фаз зависит от характера смачиваемости жидкостями этих каналов.

Вследствие того, что поверхностные слои фаз обладают различными свойствами, в разных фазах развивается неодинаковое внутреннее давление. Разность давлений в фазах представляет собой капиллярное давление на мениске PK, направленное в сторону фазы, менее смачивающей поверхность каналов:

PK = PВ - PH = 2σ cosθ / r (3)

где PВ - внутреннее давление в более смачивающей фазе (воде);

PH - внутреннее давление в менее смачивающей фазе (нефти);

θ - угол избирательного смачивания;

r - эффективный радиус канала.

Под действием капиллярного давления в канале постоянного сечения (радиуса) движение мениска (границы раздела фаз) будет самопроизвольным. В строго горизонтальном или в вертикальном каналах это движение должно происходить на неограниченную глубину. Высота вертикального подъема мениска в канале постоянного сечения ограничивается действием гравитационных сил.

Равновесная или предельная высота капиллярного подъема мениска в вертикальном канале равна:

hK = 2σcosθ / r∆γ (4)

где ∆γ - разность удельных весов фаз.

Если же на пути движения мениска встречается резкое расширение канала, самопроизвольное продвижение его прекращается. Граница раздела фаз через расширение канала может продвинуться только под действием внешнего давления, превышающего капиллярное в расширенном сечении, которое становится противоположным по знаку, т.е. направлено в сторону более смачивающей фазы. Это приводит к тому, что в четочных каналах равновесная высота самопроизвольного подъема мениска значительно меньше, чем в каналах постоянного сечения.

Кроме того, мениск, поднятый в четочном канале выше равновесной высоты, например под действием внешнего давления, не опустится до равновесного уровня, а будет оставаться в этом положении вследствие той же причины - изменения направления капиллярного давления в расширенных сечениях каналов. Эти положения отражены графически на рис.1. Следовательно, в каналах переменного сечения капиллярные силы имеют прерывистый характер.

РK = РCM - РH = 2σ cosθ / r, РK = 2σ cosθ / (r1 + r2)

Это наглядно иллюстрируется простым опытом. Гидрофильную пористую среду одной плоскостью привести в соприкосновение с водой; уровень капиллярного подъема воды в пористую среду составит h1 от поверхности воды. Если же пористую среду сначала погрузить в воду, а затем поднять до соприкосновения с водой лишь нижней плоскости или совсем вынуть из воды, то уровень воды в пористой среде опустится до высоты h2, которая будет в несколько pаз больше h1.

Теперь следует уяснить характер и структуру среды, в которой протекают капиллярные процессы при заводнении пластов. Продуктивные нефтеносные пласты обладают макронеоднородностью или слоистостью. Вследствие этого заводнение пластов, особенно на фронте внедрения воды, носит довольно четкий послойный характер. На границе заводненных и нефтенасыщенных слоев возникает резкий скачок насыщенности, который обусловливает большой перепад капиллярного давления. Следовательно, первым направлением капиллярных процессов является вертикальная пропитка водой нефтенасыщенных слоев из смежных заводненных. Экспериментальные исследования указывают не только на возможность, но и на активность подобных процессов, хотя условия исследований, конечно, не вполне соответствовали реальным нефтяным пластам.

Процесс капиллярной пропитки, как и вообще капиллярное вытеснение менее смачивающей жидкости более смачивающей, - это отражение в интегрированном виде движения менисков в отдельных поровых каналах. Поэтому значение капиллярных процессов нельзя выяснить без правильного представления микроструктуры пористой среды. В работах проведено обстоятельное обобщение исследований внутренней структуры пористых сред и показано, что наиболее представительной моделью пористой среды может служить капиллярная модель. Микроэлемент пористой среды можно представить в виде "связки" капиллярных каналов разного диаметра, концы которых соединены в один узел. Иными словами, пористую среду можно рассматривать как множество капиллярных четочных каналов различных размеров, но постоянного сечения между узлами. Такая модель пористой среды была использована для объяснения явлений капиллярных противотоков нефти и воды в промысловых условиях.

Следовательно, при избирательной фильтрации жидкости в пористой среде отдельные норовые каналы обладают различной фильтрационной характеристикой, вследствие чего за фронтом внедрения воды в заводненных слоях нефть остается сосредоточенной в наиболее мелких поровых каналах, обладающих большим фильтрационным сопротивлением, и в каналах, не совпадающих с направлением движения фронта. Поэтому вторым направлением действия капиллярных сил являются пропитка, замещение нефти водой в наиболее мелких поровых каналах и вытеснение нефти в более крупные обводненные каналы.

До начала формирования нефтяных залежей продуктивные пласты были полностью водонасыщены и обладали гидрофильной поверхностью. Формирование нефтяных залежей осуществлялось за счет вытеснения воды нефтью, т.е. менее смачивающей жидкостью. Следовательно, на поверхности пор первоначально оставалась непрерывная пленка воды. Однако, как уже отмечалось, в работах показано, что эта пленка длительное время существовать не может. Под действием активных компонентов нефти, содержащей растворенный газ, происходят разрыв ее и частичное оттеснение воды от поверхности пор. Вследствие этого поверхность поровых каналов становится неоднородной не только по диаметру (сечению), но и по характеру смачиваемости: наряду с гидрофильной появляются участки с гидрофобной поверхностью. Микронеоднородность пористой среды усложняется еще энергетической неоднородностью, так как в различных точках пор граница раздела фаз (мениски) будет находиться под влиянием различного баланса энергии.

В этих условиях, когда норовые каналы не только непостоянны по своему сечению, но и обладают различной смачиваемостью поверхности, капиллярные силы имеют резко прерывистый характер, а условия для самопроизвольной глубокой пропитки резко ухудшаются.

В работе показано, что самопроизвольная капиллярная пропитка пористой среды прекращается, если угол избирательного смачивания θ становится равным или больше 60°. В пористой среде со смешанной (гидрофильной и гидрофобной) смачиваемостью осредненный угол смачивания при движении мениска, очевидно, будет не менее 60°.

Первоначальное распределение насыщенности неоднороднослоистых пластов в реальных залежах, очевидно, отражает капиллярное равновесие, которое установилось при более высокой "связанной" водонасыщенности менее проницаемых слоев и наименьшей водонасыщенности высокопроницаемых слоев. В послойно заводненном же пласте при его разработке высокопроницаемые слои оказываются заводненными (водонасыщенными), а менее проницаемые слои остаются нефтенасыщенными. Исходя из физических представлений о стремлении двухфазной системы к уменьшению и даже исчезновению капиллярного перепада давления на контакте слоев, следовало бы ожидать постепенного перехода от насыщенности заводненных слоев к насыщенности менее проницаемых нефтенасыщенных слоев. Однако даже длительный контакт заводненных и нефтенасыщенных слоев в реальных условиях не обусловливает выравнивания их насыщенности. Скачок насыщенности остается.

Следовательно, капиллярная пропитка в послойно заводненных слоях и особенно на фронте заводнения или не реализуется совсем или условия для нее сильно затруднены и она происходит очень медленно. Вместо с тем капиллярные процессы в реальных нефтеносных пластах могут происходить и при некоторых условиях протекают весьма активно.

В процессе разработки нефтяных месторождений возникают самые разнообразные условия проявления капиллярных сил. Однако в большинстве случаев эти проявления или проходят незамеченными, или специально не фиксируются.

Длительные наблюдения за различными процессами заводнения нефтяных пластов позволили отметить капиллярные процессы:

1) при вскрытии и бурении пласта раствором на водной основе;

2) при выносе керна из пластов;

3) при простое и консервации обводненных эксплуатационных и нагнетательных скважин;

4) при консервации послойно заводненных залежей;

5) при обычном заводнении неоднороднослоистых или трещиноватых пластов.

Рассмотрим результаты исследований и наблюдений, свидетельствующих о ходе капиллярных процессов в этих условиях.

1. В нефтепромысловой практике широко известны факты нефте-газопроявлении продуктивных пластов при бурении на растворе с водной основой. Иногда нефтепроявлепия приводят к катастрофическим последствиям - к выбросу глинистого раствора из необсаженной скважины и аварийному, нерегулируемому фонтанированию, как это было, например, на скв.1 Красноярского месторождения, которая фонтанировала с дебитом более 2000 м3/сутки в течение месяца в 1955 г. Обильные нефтепроявления и кратковременные выбросы раствора из скважин наблюдались на Покровском, Зольненском, Мухановском и других месторождениях Куйбышевской области.

Интересно отметить, что все нефтепроявления происходят при давлении в скважинах значительно выше пластовых. Так, например, в упомянутой скв.1 Красноярского месторождения давление столба раствора было на 25-30 ат выше пластового, но через несколько суток простоя произошел выброс раствора.

Вместе с тем, также хорошо известно, что при вскрытии продуктивных пластов раствором на водной основе выбуриваемый керн промывается водой, а в призабойную зону скважин внедряется фильтрат раствора. Глубина проникновения последнего в пласты может достигать 8-12 м. Существующие объяснения этих двух одновременно происходящих явлений противоречивы.

Промывка водой выбуриваемых кернов из пласта и призабойных зон скважин обычно объясняется опережающим оттеснением нефти из-под долота и от стенок скважин фильтратом раствора, а нефтепроявления продуктивных пластов при бурении объясняются:

1) увлечением нефти из призабойных зон пласта движущимся в скважине раствором,

2) поршневым всасыванием нефти из пласта при подъеме инструмента и 3) отмывкой остаточной нефти из выбуренной породы (шлама).

Несоответствие этих объяснений реальным условиям и противоречивость их можно показать на примере нефтепроявлений при бурении скв.402 Мухановского месторождения. Обычно в промысловой документации нефтегазопроявления отмечаются лишь как факты. В скв.402 процесс нефтепроявления изучался специально. Ее бурили с промывкой глинистым раствором удельного веса 1,27 - 1,29 Г/см3. При глубине забоя 2542 м бурение было приостановлено для проведения каротажа. Скважина простаивала 36 ч. Продуктивные нефтеносные пласты нижнего карбона залегают на глубине 2150-2250 м. Давление от столба раствора на уровне пластов было на 35-45 ат выше пластового. После каротажа бурение и промывка были возобновлены.

Сначала из затрубного пространства выходил раствор удельного веса 1,27-1,29 Г/см3, затем в нем появилась обильная пленка нефти, постепенно увеличивающаяся. Удельный вес раствора замерялся через каждые 5 мин до полного обновления раствора в скважине. С появлением пленки нефти в растворе удельный вес его постепенно снижался с 1,29 до 1,22-1,16 и даже до 1,13 Г/см3. Обильная пленка нефти с раствором выходила из скважины в течение 1,2-1,5 ч. В течение 25-30 мин выходил раствор удельного веса 1,13-1,16 Г/см3 с включениями нефти в виде крупных "хлопьев".

Приближенная оценка по формуле:

γсм = γн χ + γр (1 - χ) (5)

(где γсм, γн, γр - удельные веса соответственно смеси раствора с нефтью, нефти и чистого раствора; χ - содержание нефти в растворе) показывает, что снижение удельного веса глинистого раствора с 1,27-1,29 до 1,14-1,16 Г/см3 обусловлено содержанием нефти в нем в количестве 24-30%. Расход промывочной жидкости при бурении составлял 30-40 л/сек. Следовательно, при концентрации нефти в растворе 24-30% за 25-30 мин из скважины раствором вынесено более 15-17 м3 нефти или в пластовых условиях 18-20 м3. Если учесть, что обильная пленка нефти в растворе была в течение 1,2-1,5 ч, то общее количество нефти, вынесенной раствором, будет достигать 35-40 м3 и более. Аналогичный вынос нефти с раствором неоднократно наблюдался после каждого прекращения бурения скв.407, 277 и многих других.

Как видно, результаты нефтепроявлений пластов по скв.402 Мухановского месторождения исключают возможность объяснения их указанными причинами. Накопление нефти в стволе скважины произошло во время простоя, когда не было движения раствора. До прекращения процесса бурения и после простоя содержание нефти в растворе было менее 1%. Забой скважины был на 300 м ниже нефтяных пластов, и поршневого действия инструмента на пласты также не было. Иначе на индикаторе веса фиксировался бы вес не только инструмента, но и всего столба раствора. По этой же причине в растворе не было остаточной нефти из выбуренной породы. Кроме того, из всей мощности нефтяных пластов (100 м) было выбурено 30-35 м3 породы, которые содержали всего 5-7 м3 нефти и могли дать остаточной нефти не более 1,5 м3.

Изложенные результаты нефтепроявлений скв.402 не допускают также возможности объяснения попадания фильтрата глинистого раствора в пласт путем обычного опережающего оттеснения нефти из-под долота и от стенок скважины. Если бы это происходило, то не было бы нефтепроявлений, так как непосредственно призабойная зона пласта оказалась бы промытой и содержащей лишь остаточную нефть.

Следовательно, эти взаимозависимые явления (внедрение фильтрата раствора в пласт и приток нефти из него в скважины, где давление столба раствора выше, чем в пласте) можно объяснить лишь одновременным встречным движением в пористой среде воды и нефти. Такие условия могут возникнуть только вследствие активных капиллярных процессов, а именно капиллярного противотока фильтрата раствора из скважины в пласт, а нефти во встречном направлении из пласта в скважину.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5