По величине вязкости различают нефти

незначительной вязкостью — mн < 1 мПа × с;

маловязкие — 1<mн£5 мПа × с;

с повышенной вязкостью—5<mн £25 мПа× с;

высоковязкие— mн > 25 мПа× с.

6.Поверхностное натяжение. ежфазное натяжение — сила, действующая на единицу длины двух несмешивающихся фаз. Таким образом, межфазное натяжение является мерой смешиваемости. При высоком значении межфазного натяжения жидкости не смешиваются, при низком значении — жидкости более подвержены смешиванию. На рисунке ниже представлена система вода — нефть — порода.

Угол θ, образованный касательной к капле в точках ее периметра, зависит от поверхностных натяжений σ₁₂, σ₂₃, и σ₁₃ на разделах фаз 1-3, 1-2 и 2-3. Угол всегда отсчитывают от касательной в сторону воды.

Из условия равновесия векторов (предполагая, что краевой угол 0 отвечает термодинамическому равновесию) получим:

где

σ₁₂ — поверхностное натяжение на границе вода-нефть, Н/м;

σ₁₃ — поверхностное натяжение на границе вода-порода, Н/м;

σ₂₃ — поверхностное натяжение на границе нефть-порода, Н/м;

θ — угол смачивания, град;

7 Смачиваемость.

Смачиваемость — предпочтительное распространение флюида по поверхности твердого тела и его прилипание к этой поверхности в присутствии других не смешивающихся флюидов.

Смачиваемость влияет на:

• распределение флюидов в системе пор, так как смачиваемость определяет распределение флюидов в пласте;
• движение флюидов, так как от смачиваемости породы зависит относительная проницаемость.

Количественной характеристикой смачиваемости является краевой угол смачиваемости — θ_с.

В основном все пласты являются гидрофильными, т.е. предпочтительно смачиваемые водой.

8 Силы, действующие в залежах углеводорода.

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, являются собственная пластовая энергия системы и энергия, подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Основными источниками пластовой энергии служат:

* энергия напора пластовой воды (краевой или подошвенной);

* энергия расширения свободного газа (газа газовой шапки);

* энергия расширения растворенного в нефти газа;

* энергия упругости жидкости и породы;

* энергия напора нефти (гравитационная энергия).

Запасы и интенсивность проявления различных форм энергии зависят от геологического строения залежи и всего района, коллекторских свойств пласта, свойств пластовых жидкостей и газов.

Энергии различного вида могут проявляться в залежи совместно, а энергии упругости нефти, воды, породы наблюдаются всегда. В нефтегазовых залежах в присводовой части активную роль играет энергия газовой шапки, а в приконтурных зонах - энергия напора или упругости пластовой воды. В зависимости от темпа отбора нефти добывающие скважины, расположенные вблизи внешнего контура нефтеносности, могут создавать такой экранирующий эффект, при котором в центре залежи действует в основном энергия расширения растворенного газа, а на периферии - энергия напора или упругости пластовой воды и т. д. Эффективность расходования пластовой энергии, т. е. количество получаемой нефти на единицу уменьшения ее величины, зависит от вида и начальных запасов энергии, способов и темпа отбора нефти.

Пластовая энергия расходуется на совершение работы по перемещению жидкостей и газов в пласте и подъему их на поверхность.

Закон фильтрации.

.Закон Дарси (Анри Дарси, 1856) — закон фильтрации жидкостей и газов в пористой среде. Исторически закон был получен А.Дарси экспериментально^[1], но может быть получен с помощью осреднения уравнений Навье – Стокса, описывающих течение в масштабе пор^[2] (в настоящее время имеются доказательства для пористых сред с периодической^[3][4] и случайной^[5] микроструктурой). Выражает зависимость скорости фильтрации флюида от градиента напора:

где: — скорость фильтрации, — коэффициент фильтрации, — градиент напора^[6].

Законы фильтрации. Закон Дарси . Линейный закон хорошо работает для газа, но не во всех областях, поэтому линейный закон фильтрации был преобразован в степенной закон фильтрации , при этом лежит в пределах от 1 до 2. Если , то степенной закон фильтрации преобразуется в линейный; если , то степенной закон преобразуется в закон Краснопольского. Наиболее используемый закон – двухчленный закон Форхгеймера: , где - плотность в условиях фильтрации; - коэффициент макрошероховатости, который связан с инертностью потока и с его турбулентностью. Кроме описанных выше трёх законов фильтрации, существует ещё трёхчленный закон фильтрации. Для определения закона, который будет наиболее точно описывать поведение флюида в пласте, используют число Рейнольдса: . Для пористой среды переход от линейного закона фильтрации к двухчленному осуществляется при числе Рейнольдса лежащем в пределах от 0.2 до 10. Существует ещё несколько формул для определения числа Рейнольдса: формула Павловского , где ; формула Щелкачёва: , где ; формула Абдул-Вагапова , . Уравнение притока газа к скважине. Третья зона характеризуется малыми скоростями фильтрации, поэтому фильтрация в ней может быть описана законом Дарси: , где , в которой . Во второй зоне происходит искривление потока, и скорости увеличиваются, поэтому лучше всего фильтрацию флюида можно описать двучленным законом, , где - коэффициент, показывающий несовершенство скважины по степени вскрытия. Чаще всего радиус второй зоны приблизительно равен мощности пласта. В первой зоне скорости ещё больше, а фильтрация описывается двухчленным законом фильтрации, на который влияет несовершенство по характеру вскрытия, то есть . При этом радиус первой зоны приблизительно равен радиусу скважины. Если сложить все три уравнения получиться следующая формула для определения перепада давления: , где - коэффициент при уравнении двухчленного закона фильтрации, учитывающий влияние макрошероховатости, турбулентности и инертности потока; , где - относительное вскрытие; - относительный радиус скважины; - коэффициент несовершенства по характеру вскрытия, или ; - коэффициент несовершенства, определённый по графикам Щурова; - число перфорационных отверстий на один погонный метр; - радиус перфорационного отверстия; .

11.Эксплуатация скважин. Введение.

Способы эксплуатации можно разделить на три группы:

• фонтанная - извлечение нефти из скважины за счет пластового давления;
• с помощью энергии сжатого газа, закачиваемого в скважину;
• насосная извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Все газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом, т.е. без применения каких-либо механизмов, независимо от величины пластового давления.

Фонтанный способ эксплуатации - это прием нефти, газа, жидкости из пласта на поверхность с помощью пластового давления. Скважина, заполненная жидкостью, если призабойная зона не загрязнена, будет фонтанировать (жидкость переливается через устье скважины) при условии, что давление столба жидкости, заполняющей скважину, будет меньше давления пластового.

При всех способах эксплуатации, в том числе и при фонтанном, подъем жидкости и газа происходит но трубам небольшого диаметра. Эти трубы называются насосно-компрессорными, диаметром 33, 42, 48, 60, 73 , 89, 102 и 114 мм с толщиной стенки от 3,5 до 7 мм. Длина одной трубы - 5-8,5 м.

Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой (трубная головка, фонтанная елка).

Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труп и герметизации межчрубного пространства. Фонтанная елка - для направления флюида в выкидные линии.

Фонтанные елки относятся к ответственному виду оборудования. Их испытывают на давление вдвое больше, чем указано в техническом паспорте этой фонтанной арматуры.

ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ пластов и скважин (а. gas-hydrodynamic investigations of seams and wells; н. gashydrodynamische Untersuchungen von Flozen und Воhrlochern; ф. etudes hudrodynamiques du gaz dans les соuches et les trous de forage; и. investigaciones hidrodinamicas del gas en capas у pozos) — комплекс методов для получения информации о термобарических и фильтрационных характеристиках газовых и газоконденсатных пластов, условиях притока газа к забою скважин и продуктивности последних. Проводятся при стационарном и нестационарном режимах фильтрации.

Газогидродинамические исследования в первом случае осуществляются методом установившихся отборов. По результатам исследования строится индикаторная кривая — зависимость между дебитом скважины Q и разностью квадратов пластового и забойного давлений D Р² = Р²_пл — Р²_з для различных установившихся режимов работы скважины, характеризующая условия притока газа к скважине (рис.). Испытания скважины проводятся с выпуском газа в атмосферу (на неосвоенных площадях в процессе разведки месторождения) или газопровод (при эксплуатации месторождения). Метод позволяет определять коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; условия разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твёрдых и жидких частиц с забоя скважины; устанавливать технологические режимы эксплуатации скважины и оценивать эффективность ремонтно-интенсификационных работ и др. На форму индикаторной кривой влияют неполная стабилизация пластового и забойного давлений, очищение или накопление на забое и в призабойной зоне скважины жидкости и твёрдых частиц, образование гидратов и др. При исследовании низкопродуктивных скважин с длительным периодом стабилизации забойного давления и дебита используют модифицированные варианты метода установившихся отборов (изохронный, экспресс-методы и др.), позволяющие значительно сократить продолжительность испытания.

Газогидродинамические исследования при нестационарных режимах фильтрации проводятся методами восстановления давления (после остановки скважины, работающей на установившемся режиме) и стабилизации давления и дебита (при пуске остановленной скважины в определенном режиме работы). Сущность первого метода — наблюдения за изменением забойного (устьевого) давления Р и температуры с течением времени и построение по полученным данным кривой восстановления давления (КВД), второго — за изменением забойного (устьевого) давления, температуры, дебита скважины Q в результате чего строится кривая стабилизации давления (КСД). С помощью КВД и КСД определяются проводимость, пьезопроводность,пористость, проницаемость, трещиноватость, неоднородность пластов-коллекторов и др. Кривые позволяют также оценивать изменение параметров пласта в процессе работы скважины (очищение призабойной зоны и др.). На форму КВД влияют приток газа в скважину после её остановки, неизотермичность процесса восстановления давления, неоднородность пласта (в т.ч. тектонические и литологические нарушения), межпластовые перетоки и др. Te же факторы влияют на форму КСД, однако чаще искажение вызывается изменением фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины, неоднородностью пласта по площади и мощности. Данные, полученные при газогидродинамическом исследовании, используются для подсчёта запасов газа, при составлении технологических проектов и анализе разработки месторождений, а также при планировании мероприятий по увеличению продуктивности скважин.

17. араметры пласта (проницаемость, толщина пласта) определяются на основании геофизических исследований скважин и исследовании кернов извлеченных из этих скважин. По результатам этих исследованиям значения параметров пласта аппроксимируются на весь пласт. Но аппроксимация и сами значения параметров определяются с ошибками, поэтому возникает необходимость в других методах определения параметров пласта. Одним из этих методов является исследование скважин на стационарных режимах. При исследовании в скважину спускают манометр и на скважине ставят штуцер (диафрагму с отверстием), который играет роль местного сопротивления. При изменении диаметра отверстия штуцера изменяется дебит скважины и давление на забое скважины. Если скважина закрыта, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре питания, а дебит скважины равен нулю. Для каждого режима (диаметра отверстия штуцера) находят давление на забое скважины p_c и дебит Q. По результатам исследований строят индикаторную диаграмму. Индикаторной диаграммой для нефтяной скважины называют зависимость перепада давлений (депрессии) от дебита скважины. Поэтому по известным давлениям на скважине и контурному давлению (давлению на забое закрытой скважине) находят депрессии на каждом режиме на скважине Δp = p_k ‑ p_c и строят график зависимости Δp = Δp(Q). Характерные типы индикаторных диаграмм приведены на Рис. 2.5.

Рис. 2.5 . Индикаторные диаграммы нефтяных скважин

Как следует из формулы Дюпюи, дебит скважины прямо пропорционален перепаду давления Δp, поэтому при выполнении закона Дарси индикаторная диаграмма является прямой линией ‑ 1. При нарушении закона Дарси, у нефтяных скважин это происходит редко, индикаторная диаграмма отклоняется в сторону оси депрессий ‑2. В этом случае обрабатываются только те точки, которые ложатся на прямую линию при малых дебитах. Если проницаемость пласта зависит от давления, то индикаторная кривая имеет вид – 3. Отклонение индикаторной кривой к оси дебитов линия – 4 обычно означает, что процесс исследования нестационарный. Поэтому необходимо провести исследование повторно, но увеличить время между изменениями режима. При фильтрации неньютоновских жидкостей она может иметь и более сложный вид.

Для определения параметров пласта необходимо по точкам при малых расходах провести прямую линии проходящую через начало координат. На этой линии необходимо выбрать любую точку и найти значения Δp_* и Q_*. По этим значениям найти коэффициент продуктивности нефтяной скважины K, который является отношением дебита скважины к перепаду давлений

,

(2.29)

и имеет размерность м³/(с Па). Величина обратная коэффициенту продуктивности называется фильтрационным сопротивлением

.

(2.30)

Для нефтяных скважин при фильтрации по закону Дарси коэффициент продуктивности равен

.

(2.31)

По известному значению коэффициента продуктивности или фильтрационного сопротивления можно найти гидропроводность пласта kh/μ

.

(2.32)

18 Особенности исследований газовых скважин.

19.