госы. 1. Приток нефти к совершенной и несовершенной скважинам в однородном изотропном пласте. Виды несовершенства скважин. Изотропный пласт

• Название: 1. Приток нефти к совершенной и несовершенной скважинам в однородном изотропном пласте. Виды несовершенства скважин. Изотропный пласт
• Дата: 06.08.2022
• Размер: 0.63 Mb.
• Имя файла: 1_modul.docx
• Тип: Документы; #641416
• страница: 3 из 4

15. Записать линейный закон фильтрации Дарси. Описать эксперимент Анри Дарси.

В гидродинамике рассматривается не движение отдельной частицы или слоя воды, а всей массы воды — фильтрационного потока — условного потока жидкости через пористую или пористо-трещинную среду по сообщающимся порам и трещинам. Фильтрационные потоки подземных вод различаются по характеру движения и подчиняются двум законам. Движение воды параллельно-струйчатого типа называют ламинарным, и оно подчиняется линейному закону Дарси. Для простейших условий прямолинейно-параллельного потока линейный закон фильтрации Дарси имеет вид



где Q — расход потока, м³/сут; см³ /с. К_ф — коэффициент фильтрации, зависящий от свойств жидкости и фильтрующей среды, м/сут; F — площадь поперечного сечения потока, м²; ΔН — перепад напоров, м; ΔL — длина участка фильтрационного потока, м.

Согласно закону Дарси, количество воды Q, проходящее через трубку, заполненную дисперсным материалом, пропорционально разности напоров Нв крайних сечениях трубки, прямо пропорционально площади поперечного сечения трубки F, обратно пропорционально длине пути фильтрации L и прямо пропорционально постоянному для данного материала коэффициенту Кф, характеризующему проницаемость материала, заполняющего трубку.

При увеличении разности давлений – скорость потока увеличивается, при увеличении проницаемости скорость потока также увеличивается, при увеличении вязкости скорость потока уменьшается.

или

Объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути



где Q-объемный расход жидкости в м³ /с; kпр – коэффициент проницаемости в м² ; F – площадь поперечного сечения в м² ;  - вязкость флюида в Пас; L – длина пути в см; (P1- P2) – перепад давления в Па;

16. Гранулометрический состав горных пород. Методы определения.

Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности.

Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п.

По механическому составу можно судить о геологических условиях отложения пород залежи. Так как размеры частиц породы обуславливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти.

В процессе эксплуатации скважин на основании гранулометрического

состава подбирают фильтры, предотвращающие вынос песка из пласта в скважину.

Методы определения механического состава горных пород:

1. Ситовой анализ (для разделений фракций песка d≥0.05 мм);

2. Седиментационный анализ (d<0.05 мм).

Ситовой анализ: сверху располагают сито с наибольшим диаметром отверстий, внизу – с наименьшим. В верхнее сито насыпают 50 гр породы и просеивают

15 мин. Массу частиц в каждом сите определяют взвешиванием.

Для проведения ситового анализа проэксграгированный от остаточной нефти и высушенный образец породы массой 40— 50 г дробят на кусочки, не разрушая

отдельных зерен, и обрабатывают 10%-ным раствором соляной кислоты для удаления карбонатов. После этого образец растирают пробкой в форфоровой чашке с одновременной промывкой водой для удаления глинистой фракции. Отмытую породу высушивают, взвешивают и просеивают через набор сит в течение 15 мин.

Оставшиеся на каждом сите фракции взвешивают и результаты записывают в таблицу. Суммарная масса фракций должна совпадать с начальной массой отмытой высушенной породы.

Седиментационный анализ основывается на зависимости скорости

падения частицы в вязкой жидкости от размера частицы. Определение скорости

свободного падения частиц породы в жидкости производится по формуле Стокса для частиц сферической формы:



Где v — скорость осаждения частиц в жидкости; g — ускорение свободного падения; d — диаметр частиц; — кинематическая вязкость жидкости; ρ_ж— плотность жидкости; —ρ_ж плотность частиц породы.

Методы седиментационного анализа:

1. Способ отмучивания током воды и способ слива жидкости (метод Сабанина);

2. Метод взвешивания осадка с помощью весов Фигуровского
17. Записать формулу Дюпюи для дебита совершенной скважины.
ФОРМУЛА ДЮПЮИ - определяет дебит гидродинамически совершенной скважины при плоско-радиальном подтоке к ней однородной несжимаемой жидкости в условиях напорного режима и линейного закона фильтрации.

Под гидродинамически совершенной будем понимать такую скважину, которая вскрыла продуктивный горизонт на всю его толщину h и в которой отсутствуют любые элементы крепи (обсадная колонна, цементный камень, забойные устройства), т.е. скважина с открытым забоем.



где k-коэффициент проницаемости, дарси; h - мощность пласта, м; Рк и Рс-давление на контуре питания и в скважине, Па; Rк и Rс-радиусы контура питания и скважины, м; μ - вязкость жидкости, Па*с; Qr - дебит скважины, м³/сек.

Плоскорадиальный поток.

Траектории всех частиц жидкости - прямолинейные горизонтальные прямые, радиально сходящиеся к центру скважины, а скорости фильтрации во всех точках любого поперечного (перпендикулярного к линиям тока) сечения потока параллельны и равны между собой; изотахи и эквипотенциальные поверхности перпендикулярны траекториям и образуют цилиндрические окружности с осью, совпадающей с осью скважины.

Схемы линий тока в любой горизонтальной плоскости потока будут идентичными и для характеристики потока достаточно рассмотреть движение жидкости в одной горизонтальной плоскости.


18. Механические свойства горных пород, пластовое, горное и давление гидроразрыва пород.

МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА горных пород — характеризуют изменения формы, размеров и сплошности горных пород под воздействием механических нагрузок, которые создаются в результате действия естественных (горное давление, тектонические движения) или искусственных факторов (взрывные работы, резание, дробление пород и т.д.)

Твердость характеризует способность горной породы сопротивляться внедрению в нее резца, пуансона илидругого индентора (твердого тела).

Абразивность - это особое свойство пород, выражающееся в способности изнашивать породоразрушающий инструмент в процессе бурения.

Упругость горных пород - способность породы восстанавливать первоначальную форму и объем после прекращения действия внешних усилий.

Хрупкость горных пород - способность горной породы разрушаться без заметной пластической деформации под воздействием внешних усилий.

Пластичность горных пород - способность породы необратимо изменять, без нарушения сплошности, свою форму и размеры под действием внешних усилий; чаще всего проявляется в условиях всестороннего сжатия породы.

Трещиноватость горных пород - совокупность в породе трещин различного происхождения и разных размеров.

Установлено, что горные породы, обладающие высокими упругопластичными свойствами, разбуриваются медленнее, чем упруго-хрупкие породы. Наличие трещиноватости уменьшает прочность породы, но увеличивает ее абразивность.

Предел прочности при сжатии/растяжении - максимальная величина сжимающего/растягивающее напряжения, испытываемого породой в момент разрушения образца; определяется как отношение нагрузки, разрушающей образец, к первоначальной площади его поперечного сечения

Предел прочности при скалывании - максимальное скалывающее напряжение, испытываемое породой в момент разрушения образца; определяется как отношение нагрузки, разрушающей образец, к площади сдвига.

Предел прочности при изгибе - максимальное изгибающее напряжение, испытываемое породой в момент разрушения образца; определяется как отношение изгибающего момента, разрушающего образец, к моменту сопротивления соответствующего сечения.

Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов. Pпл=ρ*g*h

Горное давление–создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.

Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера). Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами.

Давление гидроразрыва горной породы Р_г.д (МПа) - давление столба жидкости в скважине на глубине H, при котором происходит разрыв связной породы и образование в ней трещин. Р_гр=0,83Н +6,6Р_пл

19. Что называется, коэффициентом продуктивности скважин?

Записать формулу для этого коэффициента, его размерность в СИ
КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН — Показывает количество нефти, которое может быть добыто из скважины в единицу времени при снижении давления на забое скважины на 1 атм или при снижении уровня нефти на 1 м.

Продуктивность – отношение дебита к депрессии за единицу времени.


n измеряется в м³/(сут*Мпа), дебит скважины Q - в м³/сут.
20. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей.

На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют

не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело-жидкость. Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоёв поверхностноактивных компонентов нефти, например, кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зёрен.

В таких случаях может наблюдаться непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки перовых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок.

Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60-б5°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.

Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывай забой какими-либо средствами.
21. Влияние давления на коллекторские свойства пород. Упругие колебания в породах и их акустические свойства.

С увеличением глубины залегания пород-коллекторов под влиянием геостатического давления увеличивается их плотность, а следовательно, уменьшается пористость и ухудшаются емкостно-фильтрационные свойства. Это относится преимущественно к гранулярным коллекторам, которые подвержены уплотнению больше, чем другие породы. Однако наряду с этим в ряде районов изучение материалов глубоких и сверхглубоких скважин показало, что в отдельных интервалах глубин удовлетворительные коллекторские свойства терригенных пород сохраняются, а иногда даже улучшаются.

В основном улучшение коллекторских свойств с глубиной наблюдается у карбонатных или других, сильноуплотненных хрупких пород, подверженных растрескиванию под влиянием тектонических напряжений, а также в связи с процессами катагенетического изменения.

В практике разработки нефтяных месторождений в последние годы возрастает объем технологических операций, связанных с возбуждением в пласте упругих колебаний и волновых процессов.

Повышение добывных дебитов и поглотительной способности нагнетательных скважин иногда достигается путем обработки призабойной зоны пласта гидравлическими и акустическими вибраторами, возбуждающими в коллекторе волны давлений, которые способствуют возникновению новых и раскрытию имевшихся трещин в породе, увеличивают проводимость прискважинной части пласта для жидкости и газов.

Мощные колебательные процессы возбуждаются в коллекторах нефти при взрывах атомных устройств и различных взрывчатых веществ, применяемых для воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи. Поэтому акустические параметры пород используются в настоящее время в возрастающем объеме для прогнозирования результатов различных технологических процессов, связанных с возбуждением в пласте упругих колебаний. Последние представляют собой процесс распространения в породах пласта упругих деформаций ее частиц с переменным знаком. Акустическими параметрами породы принято называть величины, которые характеризуют их свойства передавать (распространять) упругие колебания— скорость распространения упругих волн, коэффициент поглощения упругих колебаний, волновое сопротивление, их способность отражать и преломлять волны.

В промысловой практике приходится встречаться с упругими волнами различной частоты: более 20 000 Гц — ультразвуковые, от 20 до 20 000 Гц — звуковые, до 20 Гц — инфразвуковые. Сейсмические волны низкой частоты появляются при взрывных работах в скважинах.

Под влиянием вибраторов, работающих в скважине, в пласте распространяются продольные и поперечные упругие волны. Первый вид волн характеризуется продольным распространением в породе деформаций попеременного объемного сжатия и растяжения. В твердых телах они вызывают поперечные деформации сдвига — в виде поперечных упругих волн.

Скорость распространения упругих волн практически не зависит от их частоты. С ростом модуля Юнга E скорости продольных и поперечных волн увеличиваются. Возрастание коэффициента Пуассона сопровождается ростом скорости продольной волны и уменьшением скорости поперечной. Поэтому скорость упругих волн в пористых породах значительно меньше, чем в плотных.

Интенсивность упругой волны по мере ее распространения в пласте уменьшается вследствие рассеивания энергии волны в разных направлениях в зонах неоднородного строения и вследствие поглощения энергии упругой волны породой на преодоление сил трения частиц в процессе их деформации.

Произведение плотности пород на скорость упругой волны принято называть удельным волновым сопротивлением z=ρv (удельным акустическим импедансом). Эта величина связана со способностью материала горных пород отражать и преломлять упругие волны. Отражение и преломление волн при возбуждении колебательных процессов в скважинах наблюдаются при переходе упругой волны из жидкой среды, заполняющей скважину, в пласт и далее на границах пористых сред с различными акустическими свойствами.

Коэффициентом отражения принято называть отношение K_ОТ =Э_О/Э_П,

где Э_П и Э₀— соответственно энергия падающей и отраженной волн. С увеличением разницы в волновых сопротивлениях двух сред z₁ и z₂ возрастает и коэффициент отражения.



Поэтому, например, при переходе звуковой волны из нефти или воды (среды с малым волновым сопротивлением) в породу (среду с большим волновым сопротивлением) отражается до 80—85 % энергии волны. Считается, что отражение упругих волн от границ раздела происходит по законам оптики.
22. Дать определение неоднородного пласта. Какие бывают неоднородности пласта?

В природных условиях продуктивные нефтегазосодержащие пласты редко бывают однородными.

Если проницаемость и пористость пласта неодинаковы в различных точках, то пласт называется неоднородным.

Выделяют неоднородность пласта по вещественному составу, пористости, проницаемости, удельному электрическому сопротивлению и другим свойствам.

Неоднородность пласта может характеризоваться различными показателями: коэффициентом относительной песчанистости, коэффициентом расчленённости и др.

В зависимости от масштаба проявления различают микронеоднородность и макронеоднородность.

Под микронеоднородностью понимают изменчивость породы одного литологического типа, её структурных характеристик и зависящих от них физических и коллекторских параметров.

Макронеоднородность выражается преимущественно в смене пород различных литологических типов (например, прослои и линзы глин в песчаном пласте). Она отражается на каротажных диаграммах, а также на профильных геолого-литологических разрезах, картах мощностей коллекторов, расчленённости, прерывистости.

По форме проявления и по направлению различают зональную неоднородность пласта, связанную, например, с выклиниванием или литологическим замещением пород в латеральном направлении, слоистую неоднородность пласта, обусловленную переслаиванием пород одного литологического типа с отличающимися физическими свойствами или пород различных типов.

В нефтегазопромысловой геологии наиболее важное значение имеет неоднородность по фильтрационно-ёмкостным свойствам, прежде всего по проницаемости, поскольку она определяет соотношение притоков нефти и газа к забоям скважин, а, следовательно, влияет на систему разработки залежи. Неоднородность пласта обусловливает неравномерность отработки нефтяных пластов и продвижение воды при эксплуатации залежи. Неоднородность пласта изучается всей совокупностью геологических, геофизических и газогидродинамических методов. Первостепенное значение для познания неоднородности имеет детальная попластовая корреляция геолого-геофизических разрезов скважин.