Вытеснение нефти водой и газом

Поскольку движение жидкостей  неустановившееся, то это вызывает изменение давления в разных точках пласта. В случае сжимаемых жидкостей  такое перераспределение давления приводит к изменению скоростей  движения.

 

Время перераспределения  давления за счет сжимаемости жидкостей  существенно меньше, чем время  вытеснения, поэтому влиянием сжимаемости  на процесс вытеснения можно пренебречь.

Непоршневое вытеснение нефти - это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.

Вопросы вытеснения нефти  водой изучались многими исследователями. Механизм вытеснения нефти водой  из микронеоднородных гидрофильных пористых сред можно представить  так (по М.Л. Сургучеву). В чисто нефтяной зоне пористой среды перед фронтом  внедрения воды движение нефти происходит непрерывной фазой под действием  гидродинамических сил. По крупным  поровым каналам нефть движется быстрее, чем по мелким. На фронте внедрения воды в нефтяную зону, в масштабе отдельных пор, движение воды и нефти полностью определяется капиллярными силами, так как они превосходят гидродинамические силы на малых отрезках пути. Вода под действием капиллярных сил устремляется с опережением преимущественно в мелкие поры, вытесняя из них нефть в смежные крупные поры до тех пор, пока разобщенные крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой. Если крупные поры образуют непрерывные каналы, то вода по ним будет двигаться с опережением. Тем не менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярных сил также переместится в уже обводненные крупные поры и останется в них в виде отдельных глобул.

Таким образом, мелкие поры оказываются заводненными, а крупные  остаются в разной степени нефтенасыщенными. В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвижной нефти, водонасыщенность пласта вдоль потока уменьшается от предельной водонасыщенности при неподвижной нефти до некоторой фронтальной водонасыщенности. В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефть в крупных порах, а нефть перемещается в незаводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды и нефти определяется распределением пор по размерам, водонасыщенностью и объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части среды, а также распределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются кривыми фазовых (или относительных) проницаемостей.

За задним фронтом подвижной  нефти нефтенасыщенность обусловлена наличием нефти в разрозненных, крупных, блокированных водой порах. Непрерывных, нефтенасыщенных каналов, вплоть до добывающих скважин, в этой зоне нет, нефть является остаточной,

 

 

неподвижной. Но нефть в  глобулах не теряет способности двигаться  при устранении капиллярных сил.

Поршневое вытеснение нефть вода.

Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных  пластов, то остаточная нефть может  оставаться в порах также в  виде пленки.

В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются  редко, связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные  поры. Закачиваемая вода смешивается  со связанной водой и остается в крупных порах. Остаточная же нефть  остается в виде пленки в крупных  порах и в порах меньшего размера. Она также не теряет способности  двигаться при устранении капиллярных  сил. На этом основаны теории методов  увеличения нефтеотдачи пластов.

В заводненной зоне гидрофильного  пласта остается рассеянной 20-40 % нефти  от первоначального ее содержания в  зависимости от проницаемости, распределения  размеров пор и вязкости нефти, а  в гидрофобном пласте - уже 60-75 %.

Многофазная фильтрация с  учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу. Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газа и воды предложили М. Маскет и М. Мерее (1936г.), которые считают, что углеводороды представлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному закону Генри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт (1942 г.). В 1953 г.Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил.

Согласно наиболее простой  модели Баклея - Леверетта непоршневое вытеснение, как известно из подземной гидрогазодинамики, описывается уравнением доли вытесняющей жидкости (воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью.

Рис. 5 - Зависимость нефтенасыщеноости от границы фронта

ВНК при поршневом и непоршневом вытеснении  (t1< t2<t3).

 

 

11.  РАСЧЕТНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

Сколько жидкости необходимо закачать в пласт  Q(ед. времени) через нагнетательную скважину, чтобы поддерживать давление на стенки скважин на уровне = 1,9 МПа. Радиус скважины , ,

  , ,

 

 

Используя  формулу Дюпюи находим объемный дебит скважины

 

 

 

 

 

 

 

Приложнение 1

h (м)	(м)	µ(сПз)	K(мD)	P(МПа)
9	1000	1,1	100	1,4
10	1050	1,2	104	1,5
11	1100	1,3	108	1,6
12	1150	1,4	112	1,7
13	1200	1,5	116	1,8
14	1250	1,6	120	1,9
15	1300	1,7	124	2
16	1350	1,8	128	2,1
17	1400	1,9	132	2,2
18	1450	2	136	2,3
19	1500	2,1	140	2,4
20	1550	2,2	144	2,5
21	1600	2,3	148	2,6
22	1650	2,4	152	2,7
23	1700	2,5	156	2,8
24	1750	2,6	160	2,9
25	1800	2,7	164	3
26	1850	2,8	168	3,1
27	1900	2,9	172	3,2
28	1950	3	176	3,3
29	2000	3,1	180	3,4
30	2050	3,2	184	3,5
31	2100	3,3	188	3,6
32	2150	3,4	192	3,7
33	2200	3,5	196	3,8
34	2250	3,6	200	3,9
35	2300	3,7	204	4
36	2350	3,8	208	4,1
37	2400	3,9	212	4,2

 

 

 

Заключение 

 

Вытеснение нефти –  сложная проблема , для которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. За многолетнюю практику предложено множество методов и технологических приемов.

Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физикохимии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет к получению новых методов основанных на новых физических принципах 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список  литературы:

 

1. http://mysagni.ru/ucheba/razrabotka/208-mehanizm-vytesneniya-nefti-gazom-vysokogo-davleniya-pri-smeshenii.html
2. http://www.neftelib.ru/neft-book/001/11/index.shtml
3. http://www.peak-oil.ru/sentiment.php?pr003
4. www.dobi.oglib.ru/bgl/236/441.html
5. Шуров В. И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. - М.: Недра. - 1983.
6. Чарный И.А.  Подземная гидрогазодинамика. – М.: Изд-во нефтяной и горно-топливной лит-ры, 1963. – 396с.
7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984.– 211с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Руководитель: Дегтярев В.А. Страница