Лаб.Практ.(н) В (1). Оразовательное учреждение высшего образования уфимский государственный нефтяной технический университет

• Название: Оразовательное учреждение высшего образования уфимский государственный нефтяной технический университет
• Дата: 13.05.2022
• Размер: 0.8 Mb.
• Имя файла: Лаб.Практ.(н) В (1).docx
• Тип: Практикум; #527917
• страница: 6 из 7

9.4. Погрешности измерений реологических и фильтрационных параметров нефтей

Для оценки погрешностей измерения параметров аномально-вязких свойств нефтей выполняется большой объем специальных исследований. В табл. 9.6 приводятся сведения о погрешностях определения реологических параметров структурированных нефтей и параметров, характеризующих фильтрацию таких нефтей в породах.
9.5. Вопросы для самоподготовки

1. 
   При каких условиях и какие компоненты нефти обуславливают проявление аномалии вязкости?
   
2. 
   Что понимается под аномалией вязкости и аномалией подвижности нефти в породе?
   
3. 
   Какие отрицательные последствия от проявления аномалии вязкости нефти следует ожидать при разработке месторождений смолистых и парафиновых нефтей?
   

Таблица 9.6

Погрешности определения некоторых реологических параметров аномально-вязких нефтей

Параметр	Величина параметра	Погрешность
		абсолютная	относительная, %
Вязкость нефти, мПа*с	До 2,5	±(менее 0,1)	±4,1
	2,5 - 25	±(0,1-1,0)	±4,1
	25 -50	±(1,0-2,0)	±4,1
	50-75	±(3,0-4,0)	±4,1
Предельное динамическое напряжение сдвига (напряжение сдвига предельного разрушения структуры), *10І, Па	До 0,3	±(менее 0,03)	±(более 6,6)
	0,3-1,2	±(0,08-0,06)	±(6,6-4,9)
	1,2-2,4	±(0,06-0,09)	±(4,9-3,7)
	2,4-3,0	±(0,09-0,10)	±(3,7-3,3)
	3,0 - 6,0	±(0,10-0,13)	±(3,3-2,9)
Подвижность нефти в породе	-	-	±2,7
Градиент динамического давления сдвига в породе, * 103, МПа/м	До 1,5	±(менее0,1)	±(более 6,9)
	1,5-5,0	±(0,1-0,2)	±(6,9-4,0)
	5,0 - 20,0	±(0,2-0,3)	±(4,0-1,5)

4. 
   Расскажите об устройстве и принципе действия установки для исследования фильтрации аномально-вязких пластовых нефтей конструкции УНИ?
   
5. 
   Перечислите реологические и фильтрационные параметры аномально-вязких нефтей.
   
6. 
   Расскажите о последовательности обработки и определения ре­ологических и фильтрационных параметров аномально-вязких нефтей.
   

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 10.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ
10.1. Общие положения

Важнейшим показателем эффективности применяемых систем разработки нефтяных месторождений, характеризующим полноту выработки запасов нефти, является коэффициент нефтеотдачи, представляющий собой отношение извлекаемого количества нефти к начальным балансовым запасам:

, (10.1)

где з – коэффициент нефтеотдачи;

– извлекаемое количество нефти;

– начальные балансовые запасы нефти в залежи.

Коэффициент нефтеотдачи – это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации.

Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением начальной и остаточной нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности.

, (10.2)

где – начальная нефтенасыщенность;

– остаточная нефтенасыщенность.

Механизм формирования коэффициента нефтеотдачи при вытеснении нефти рабочим агентом можно оценить по выражению

(10.3)
где К_выт – коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом. В качестве вытесняющего нефть агента могут использоваться вода, водные растворы химреагентов, газ (углеводородный и неуглеводородный, например СО₂);

К_охв – коэффициент охвата пласта вытесняющим рабочим агентом;

К_сет – коэффициент охвата залежи сеткой скважин.

Коэффициент нефтеотдачи, в зависимости от условий его расчета, может быть: безводный, текущий, конечный. Также различают проектный и фактический. Коэффициент нефтеотдачи выражается в долях единицы или в процентах. Причем при современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы (100%). Не извлечённая из пласта часть нефти называется остаточной. Различают следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

• 
  нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;
  
• 
  капиллярно – удержанная нефть;
  
• 
  нефть в непромытых пропластках, участках, блоках;
  
• 
  нефть в застойных зонах, в участках пласта, где из-за низких градиентов давления фильтрация нефти невозможна;
  
• 
  нефть, задержанная у местных непроницаемых «экранов» - сбросы, надвиги и другие непроницаемые перемычки;
  
• 
  нефть, в линзах, отделённых от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами.
  

На коэффициент нефтеотдачи пластов, согласно формуле (10.3), наибольшее влияние оказывает коэффициент вытеснения.

Коэффициент вытеснения – это отношение объема вытесненной нефти к начальному объему нефти в породе – коллекторе при длительной и интенсивной промывке однородного элемента пористой среды. Либо другое определение:

Коэффициент вытеснения – это предельная величина нефтеотдачи, которую можно достигнуть с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы.

Определяется по формуле

, (10.4)

где V_нв - объем вытесненной нефти, м³;

V_нн – первоначальный объем нефти, м³;

На коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом оказывают влияние группа природных факторов и группа факторов, характеризующая условия вытеснения нефти рабочим реагентом. К природным факторам относятся:

• 
  геолого-физические свойства горных пород (тип коллектора, литологический и минералогический состав пород, физические свойства пород и т.д.);
  
• 
  физико-химические свойства пластовых флюидов и газов (вязкость, плотность флюидов, содержание в нефти асфальтенов, смол, парафина, наличие в нефти и воде поверхностно-активных компонентов и т.д.);
  
• 
  молекулярно-поверхностные свойства, характеризующие процессы и явления на границе раздела фаз «нефть – газ – вода – порода» (поверхностное натяжение, смачиваемость, адсорбция, капиллярное давление и т.д.).
  

10.2. Цель работы

Целью работы является ознакомление с учебной лабораторной установкой, проведение эксперимента по оценке коэффициента вытеснения нефти водой и установление его зависимости от перепада давления, проницаемости пористой среды.

В зависимости от целей и задач исследований установки по вытеснению нефти можно условно разделить:

• 
  на упрощенные (используются для понимания механизма процесса и получения качественных экспресс-результатов);
  
• 
  установки с частичным моделированием пластовых условий вытеснения нефти водой (используются для нахождения определенных закономерностей и количественных зависимостей при научных исследованиях);
  
• 
  установки с моделированием пластовых условий вытеснения нефти водой. Полученные на данных установках количественные результаты используют в проектных документах разработки нефтяных месторождения. Данные эксперименты проводят в соответствии с отраслевыми стандартами, где указаны требования к подготовке модели пласта, пластовой нефти и воды; с помощью критериев подобия обоснованы условия проведения исследований.
  

Кафедра РНГМ УГНТУ для различных целей использует три типа экспериментальных установок, с которыми можно ознакомиться в учебных и научных лабораториях более подробно.


10.3. Описание лабораторных установок и порядок проведения

В соответствии с вышеназванной целью проводится четыре вида опытов по определению К_выт. В трех из них в качестве вытесняющего нефть агента используется пресная вода, а в четвертой - газ.
10.3.1. Опыт №1. Направлен на определение К_выт модели нефти пресной водой. В эксперименте используются две установки:

1. 
   Установка для насыщения модели пласта моделью нефти. В качестве модели нефти используют нефтяное масло. Установка, схема которая приведена на рис. 10.1, состоит из напорного сосуда с маслом 1, кернодержателя с кварцевым песком 2, сливной емкости 3, запорной арматуры 4, соединительных шлангов 6.
   
2. 
   Установка для вытеснения модели нефти водой (рис. 10.2). Состоит из напорного сосуда с водой 1, кернодержателя, бюретки-ловушки модели нефти 3, сливной емкости для воды 4, соединительных шлангов 5 и кранов 6.
   

1. Напорный сосуд

2. Кернодержатель

3. Мерный сосуд

4. Запорный вентиль

5. Штатив

6. Соединительные трубы




Рис. 10.1. Схема установки насыщения

кернодержателя маслом



1. Напорный сосуд с водой

2. Кернодержатель

3.Бюретка-ловушка

4.Сливная емкость

5. Соединительный шланг

6. Запорный кран

7. Штатив
Рис. 10.2. Схема установки для вытеснения модели нефти водой



Для проведения работы дополнительно необходимы: кварцевый песок, весы с разновесами, деревянная палочка.

Порядок проведения лабораторной работы

При насыщении модели пласта маслом:

1. 
   Закрывают один конец пустого кернодержателя пробкой с фильтром. Заполняют кернодержатель сухим песком, для лучшего уплотнения постукивая по нему деревянной палочкой. Когда уровень песка дойдет до верхнего конца кернодержателя, закрывают кернодержатель второй пробкой с фильтром.
   
2. 
   Взвешивают наполненный сухим песком кернодержатель и определяют массу М₁.
   
3. 
   Один конец кернодержателя соединяют с напорным сосудом для масла 1 с помощью шланга 6 (см. рис. 10.1). При этом кернодержатель, для наиболее полного насыщения маслом, устанавливают в вертикальном положении. Под другой конец кернодержателя подставляют сливную емкость 3.
   
4. 
   При открытых кранах осуществляют насыщение пористой среды маслом. При появлении масла в сливной емкости 3, закрывают краны и отделяют кернодержатель, переводя его в горизонтальное положение.
   
5. 
   Взвешивают насыщенную маслом пористую среду вместе с кернодержателем и определяют массу М₂.
   

Последовательность операции по вытеснению модели нефти водой:

1. 
   Заполняют ловушку 3 водой.
   
2. 
   Соединяют кернодержатель с отводом от ловушки 3 и от напорного сосуда 1 так, как изображено на рис. 10.2.
   
3. 
   Открывают краны 6. Вода начинает вытеснять масло из насыщенной пористой среды. Когда объем масла в ловушке перестанет увеличиваться, то краны 6 закрывают; эксперимент закончен.
   
4. 
   Определяют объем вытесненного масла (V_выт ) в бюретке-ловушке.
   

Обработка результатов измерений

Определяют начальный объем масла в кернодержателе:

, (10.5)

где М₂ – масса кернодержателя с насыщенной маслом пористой средой, г;

М₁ – масса кенодержателя с сухой пористой средой, г;

ρ_м – плотность масла, г/см³ (задается учебным лаборантом).

Определяют объем вытесненного из кернодержателя масла:

, (10.6)

где V₂ – показание по верхней риске бюретки – ловушки, см³;

V₁ – показание по нижней риске бюретки – ловушки, см³;

Определяют коэффициент вытеснения:

. (10.7)
10.3.2. Опыт №2. Направлен на изучение динамики вытеснения нефти водой и определение зависимости К_выт от проницаемости пористой среды.

Схема лабораторной установки, порядок подготовки кернодержателя, проведение эксперимента практически не отличается от опыта №1, но имеются два различия:

1. 
   Используются два кернодержателя с пористыми средами различной проницаемости, которые поочередно подключаются в схему установки (рис. 10.2) для определения К_выт. Получение моделей пористых сред с разными проницаемостями достигается использованием кварцевого песка мелкой и крупной фракции. При выполнении данного опыта дополнительно требуется секундомер.
   
2. 
   В процессе проведения опыта на каждом кернодержателе, через равные промежутки времени, после начала эксперимента фиксируются объем вытесненной модели нефти и воды по градуированной бюретке-ловушке (рис. 10.2).
   

Эксперимент считается завершенным, если объем вытесненной нефти в ловушке не изменяется.

Экспериментальные данные записываются в табл. 10.1.
Таблица 10.1

Экспериментальные данные при проведении опытов

Номер экспер. точки	Время t, мин	Объем вытесн. нефти, Vвыт.н (ti), см3	Объем профильт. воды, в(ti), см3	Объем профильтрованной жидкости		Коэффиент вытеснения, Квыт
				ж(ti), см3	ж.п (ti), в объемах пор
1	2	3	4	5	6	7
Кернодержатель №1
Кернодержатель №2

Данные, приведенные в графах 2,3,4 (табл. 10.1), определяются из опытов, а в графах 5,6,7 расчетным путем по следующим формулам:

(10.8)

. (10.9)

В вышеперечисленных формулах:

_ж ( ) – объем профильтрованной жидкости сквозь кернодержатель с начала эксперимента на момент времени t_i, см³;

_в ( ) – объем профильтрованной воды с начала эксперимента на момент времени t_i, см³;

V_выт.н ( ) – объем вытесненной модели нефти с начала эксперимента на момент времени t_i, см³;

V_пор – объем пор модели пористой среды кернодержателя (величина постоянная для данной модели), см³;

_ж.п( ) – объем профильтрованной жидкости с начала эксперимента на момент времени , в объемах пор.

Текущие и конечные коэффициенты определяются по формуле (10.7).

По результатам расчетных данных по каждой модели пористой среды строятся зависимости К_выт= f(t) и К_выт= f ( _ж.п), примерный вид которых показан на рис.10.3.