Билет 1.16

1.Закон Дарси — Закон фильтрации Дарси устанавливает линейную зависимость между объемным расходом жидкости или газа и гидравлическим градиентом (уклоном, перепадом давления) в пористых средах, например, в мелкозернистых, песчаных и глинистых грунтах. Дарси закон обычно используют при расчетах режимов разработки нефти и газа.

  

В законе Дарси k — Коэффициент фильтрации, характеризует среду и жидкость одновременно(зависит от размера частиц, от их формы и степени шероховатости, пористости среды, вязкости жидкости). Этот коэффициент обычно используется в гидротехнических расчетах, где приходится иметь дело с одной жидкостью — водой.

В Формуле мы использовали :

 Q— Объемный расход жидкости

F — Площадь поперечного сечения образца или эффективная площадь рассматриваемого объема пористой среды

 v— Скорость фильтрации жидкости или газа

k — Коэффициент проницаемости среды

p1,p2 — Разность давлений, созданных на концах испытуемого образца

µ — Абсолютная вязкость жидкости

 L— Длина фильтрующей части породы

2. Коэффициент фильтрации — это скорость фильтрации при гидравлическом градиенте, равном единице. Он широко используется в практике гидрогеологических расчетов, характеризует водопроницаемость грунтов, зависит от грануломефического состава, плотности и пористости грунта. Коэффициент фильтрации определяется в лабораторных и полевых условиях.

КОЭФФИЦИЕНТ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРОДЫ— характеризует пропускную способность сухой п. в отношении любой однородной жидкости или газа в условиях вязкого потока; не должен зависеть от природы пропускаемой . через п. жидкости или газа, но исключительно — от строения самой п. Вследствие физико-хим. явлений, сопутствующих фильтрации жидкости через п., поперечное сечение поровых каналов и К. п. п. уменьшаются, во избежание чего его следует определить пропусканием через экстрагированные и высушенные образцы п. однородной жидкости или газа, не реагирующих с п. К. п. п. выражается в дарси и имеет размерность площади. За единицу дарси принимается такая проницаемость, при которой через п. с поперечным сечением 1 см2 и перепаде давления 1 атм в течение 1 с проходит 1 см3 жидкости вязкостью 1 с-пуаз. К. п. п. зависит от квадрата эффективного диаметра пор и определяется либо лабораторным исследованием кернов, либо гидродинамическим путем по данным отборов нефти из скважины. Средневзвешенное по объему значение К. п.п., определяемое по картам равной проницаемости и входящее почти во все формулы подземной гидравлики, широко используется в нефтепромысловом деле.

3. Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %).

Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Методы повышения нефтеотдачи.Повышение нефтеотдачи — это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора.

Коллектор имеет 3 основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость.

Если первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) повлиять невозможно, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять несколькими способами.

Гидравлический разрыв пласта — процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ — микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. Водонагнетание — процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины «выталкивается» за пределы окрестности скважины. В результате, нефть «вынуждена» мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст — это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.

Реагентно-активационное воздействие(РАВ) — технология, позволяющая направленно регулировать устойчивость нефтегазового пласта к внешним воздействиям. Для этого в нагнетательную (возмущающую) скважину производят закачку специальных флюидов с целью изменения условий на поверхности минералов, в результате чего добиваются значительного повышения чувствительности нефтегазового пласта к динамическому воздействию в обширной зоне вокруг возмущающей скважины.

Билет 16.

1)Плоские задачи теории фильтрации. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений.

Если давление и скорость фильтрации зависят только от двух координат и в каждой плоскости, перпендикулярной к третьей оси, поле скоростей и давлений одинаково, то фильтрационный поток можно считать плоским. Плоский фильтрационный поток имеет место при работе одной или нескольких скважин, как нагнетательных, так и эксплуатационных в однородном горизонтальном пласте постоянной мощности.

Данный метод называется методом Борисова и позволяет сложный фильтрационный поток в пласте при совместной работе нескольких батарей эксплуатационных и нагнетательных скважин разложить на простейшие потоки – к одиночно работающей скважине и к одиночно работающей батареи. Реализация данного метода достигается введением понятий внутреннего и внешнего фильтрационных сопротивлений, которые придают простейший физический смысл членам уравнений, используемых для подсчетов дебитов и значений потенциальных функций. 

2) Состав и физические свойства природного газа.

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов вида СnН2n+2. Основную часть природного газа составляет метан CH4 — до 98 %.

В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана: — этан (C2H6), — пропан (C3H8), — бутан (C4H10), а также другие неуглеводородные вещества: — водород (H2), — сероводород (H2S), — диоксид углерода (СО2), — азот (N2), — гелий (Не)

Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах, так называемых одорантов. Чаще всего в качестве одоранта применяется этилмеркаптан.Газ легче воздуха. Горюч и взрывоопасен.

3) При обосновании выбора рабочего агента для воздействия на пласт исследуются поглощающие способности скважин, анализируются результаты гидродинамических исследований, приводятся данные о пробных закачках воды. Необходимо представить данные о взаимодействии закачиваемых вод с горными породами, глинистым цементом, пластовыми водами, нефтью и газом при различных давлениях и температурах. Все эти исследования особенно важны для полимиктовых, низкопроницаемых и карбонатных коллекторов, смолистых и парафинистых нефтей.

В случае использования в качестве рабочего агента воды необходимо решить вопрос, будет закачиваться холодная или подогретая вода, и дать допустимое КВЧ. Необходимо указать источники водоснабжения (речная, подрусловая, морская, сточная вода и др.). Если на месторождении намечено газовое или водогазовое воздействие, необходимо провести аналогичные исследования, указать источники газа и их ресурсы.

При обосновании выбора рабочего агента необходимо указать как ожидаемые осложнения, так и методы борьбы с ними (содержание взвешенных частиц, отложение гипса на НКТ и погружном насосном оборудовании, предупреждение возникающего отложения парафина при закачке холодной воды при разработке месторождений с парафинистыми нефтями, разбухание глинистого цемента при закачке пресных вод в продуктивные пласты, образование кристаллогидратов при газовом и водогазовом воздействии, невозможность повторного использования попутных вод в системе ППД при воздействии паром и горячей водой и т.д.).

При применении методов повышения нефтеизвлечения формулируются основные требования к агентам, используемым при реализации конкретного метода, и композициям на их основе. Приводятся основные сведения об агентах, наличии их ресурсов, свойствах приготовляемых растворов. При применении композиций на основе нескольких агентов дается состав смеси и ее основные характеристики. Приводятся данные о совместимости закачиваемых агентов с пластовыми жидкостями, о взаимодействии с металлом труб и оборудования при различных давлениях и температурах.

Требования, предъявляемые к вытесняющим агентам, и меры безопасности применения агентов составляются в соответствии с РД по методам, а физико-химические свойства их берутся из ГОСТ и ТУ и приводятся раздельно для каждого рабочего агента.

В этом разделе необходимо привести данные о технической и технологической осуществимости рассматриваемого метода воздействия на пласт и условиях данного месторождения (наличие специального или серийного оборудования, источников получения компонентов и т.д.). Необходимо привести данные о техническом состоянии колонны (коррозия, заколонные перетоки). Следует привести информацию о возможности обеспечения охраны недр и окружающей среды (межпластовые перетоки закачиваемого агента через литологические окна или по заколонному пространству, утилизация попутных вод, воздействие на окружающую среду и технический персонал при приготовлении и транспортировке агента к нагнетательной скважине).