Граница раздела нефть вода

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Граница — раздел — нефть

Граница раздела нефти и воды в общем виде проходит по линии, соединяющей вход и выход трещины. Форма этой границы вогнута в сторону нефти. Наиболее полное вытеснение происходит при расположении каверн ниже трещины. На рис. 14 видно, что нефть или полностью вытесняется, или остается, защемляясь водой, движущейся по трещине. [1]

На границе раздела нефти с поверхностью кварца, кварцевого песка и песчаника адсорбируются нафтеновые кислоты, смолы и асфальтены. Об этом можно судить, сравнивая смачиваемость в системе кварц — вода — нефть со смачиваемостью в системе кварц — вода — масло. [3]

Итак, гетерогенная дисперсия границ раздела нефти с газом и во-иой порождает две противоположные тенденции, и поэтому конечный результат смещения оторочки ( нефтеотдача) должен зависеть от интенсивности каждой из них. [4]

Итак, гетерогенная дисперсия границ раздела нефти с газом и водой порождает две противоположные тенденции, и поэтому конечный результат смещения оторочки ( нефтеотдачи) должен зависеть от интенсивности каждой из них. Априорное утверждение о непременно отрицательном влиянии неоднородности пластов на нефтеотдачу смещенных оторочек в такой ситуации выглядит неправомерным. [5]

Итак, гетерогенная дисперсия границ раздела нефти с газом и водой порождает две противоположные тенденции, и поэтому конечный результат при смещении оторочки ( нефтеотдача) должен зависеть от интенсивности проявления каждой из них. [6]

Величина поверхностного натяжения на границе раздела нефтей с высокоминерализованными жесткими водами может достигнуть-14 — 26 МПа, со щелочными — меньше. [8]

Нижний поплавок 1 плавает на границе раздела нефти и воды, а верхний 3 — на поверхности нефти. [9]

В залежи с водонапорным режимом всегда имеется граница раздела нефти и воды: водо-нефтяной контакт. В соответствии с физическими законами он занимает горизонтальное положение, а во время вытеснения нефти1 водой движется иод небольшим углом к горизонту. [10]

После растворения в среде ингибитор должен сосредоточиться на границе раздела нефти и воды, откуда он непрерывно будет поступать в добываемую продукцию. Частота обработки зависит от эффективности защиты от коррозии. [11]

Большой интерес представляет процесс адсорбции нафтеновых кислот на границе раздела нефти с щелочной пластовой водой. В этом случае в адсорбционном слое происходит реакция взаимодействия карбоксильной группы нафтеновой кислоты с ионом щелочного металла с образованием щелочной соли нафтеновой кислоты. Образующиеся соединения более поверхностно-активны, чем нафтеновые кислоты. Следствием образования таких соединений в поверхностном слое является очень сильное уменьшение поверхностного натяжения на границе раздела нефти с водой. [12]

Асфальтосмолистые вещества нефти менее поверхностно-активны, но тоже адсорбируются на границе раздела нефти с водой. Этот процесс, так же как и адсорбция нафтеновых кислот, сопровождается уменьшением поверхностного натяжения. Характерным свойством асфальтенов является их способность конденсироваться в адсорбционном слое на границе раздела фаз с образованием твердообразных пленок. Вследствие этого адсорбция асфальтенов на границе раздела нефти с водой необратима и образующийся адсорбционный слой имеет большую прочность. [13]

Формулы ( 13) и ( 14) представляют закон движения границы раздела нефти и воды. [14]

Растворение ПАВ в воде приводит к значительному уменьшению поверхностного натяжения на границе раздела нефти с водой. [15]

Источник

X. ДВИЖЕНИЕ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

Вытеснение нефти водой

При проектировании разработки нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима, когда нефть вытесняется в скважины напором краевых вод, необходимо учесть стягива­ние контура нефтеносности.

С вытеснением нефти водой приходится встречаться и при расчетах деформации водонефтяного контакта. Аналогичные задачи возникают и при эксплуатации газовых месторождении с краевой или подошвенной водой.

Предполагается, что вытеснение «поршневое» и граница раз­дела двух жидкостей является некоторой поверхностью. При решении задач о вытеснении учитывается различие в вязкостях нефти и воды. Плотности нефти и воды считаются одинако­выми. Это дает возможность рассматривать границу раздела двух жидкостей вертикальной. В общем случае на границе раз­дела двух жидкостей с различными физическими свойствами

происходит преломление ли­ний тока. Учет этого пре­ломления и составляет глав­ную трудность в точном реше­нии задачи о вытеснении неф­ти водой (или газа водой). Линии тока не преломляются при прямолинейно-поступа­тельном и радиальном движе­ниях, когда в начальный мо­мент времени они перпендику­лярны границе раздела. В этих случаях получены точные решения, в которых жидкости (нефть, вода) принимаются несжимаемыми, пласт — гори­зонтальным, режим пласта — водонапорным, фильтрация — происходящей по линейному закону.

При прямолинейном движении границы раздела (рис. 66), когда в начальном положении она параллельна галерее, в пласте с постоянными мощностью, пористостью и проницае­мостью формула для дебита галереи имеет вид

(X.1)

где l — длина пласта; s — расстояние от контура питания до водонефтяного контакта.

Из приведенной формулы видно, что дебит нефти при задан­ных постоянных значениях р_н и р_гвозрастает при продвижении границы раздела, если m_н>m_в.

Время вытеснения нефти водой в случае прямолинейно-поступательного движения границы раздела подсчитывается по формуле

(X.2)

где s₀ — координата, определяющая положение границы раз­дела в начальный момент времени.

Чтобы найти время полного вытеснения нефти, нужно в фор­муле (Х.2) положить s = l.

Аналогичная картина наблюдается и в условиях плоскорадиальной фильтрации (рис. 67). В этом случае дебит оп­ределяется по формуле

(X.3)

где r — координата, определя­ющая положение границы раз­дела нефть — вода в момент t.

Время радиального перемещения границы от начального по­ложения r = r_o (при t = 0) до r находится по формуле

(X.4)

Различие вязкости нефти и воды существенно влияет как на время извлечения нефти (газа) из пласта, так и на характер продвижения контура водоносности.

Допустим, что первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте А В не параллельно галерее (рис. 68). Для решения задачи о продвижении водонефтяного контакта в ука­занных условиях используют приближенный метод «полосок», предложенный В. Н. Щелкачeвым. Рассматривается послойное движение частиц. Выделяют несколько узких полосок, и в пре­делах каждой полоски рассматривают вытеснение как поршне­вое с контуром водоносности, параллельным галерее. При усло­вии m_н > m_в скорость точки В больше, чем скорость точки А, отсюда можно сделать вывод, что скорость движения «водяного языка» в наиболее вытянутой точке по мере его движения к галерее (или прямолинейной цепочке скважин) растет быст­рее, чем скорость его основания и остальной части контура водо­носности.

§ 2. Конус подошвенной воды. Определение предельного безводного дебита скважины

При отборе нефти (газа) из гидродинамически несовершен­ной по степени вскрытия скважины в пласте с подошвенной во­дой происходит деформация границы водонефтяного контакта. Образующееся повышение уровня воды называется конусом подошвенной воды (рис. 69). При увеличении дебита конус под­нимается, и при некотором предельном значении Q = Q_пред про­исходит прорыв подошвенной воды в скважину. Условием ста­бильности конуса является равенство градиента давления на вершине конуса удельному весу воды:

(X.5)

Методы расчета предельных безводных дебитов были пред­ложены И. А. Чарным, II. Ф. Ивановым, Н. С. Пискуновым, Д. А. Эфросом, Г. Дж. Мейером, О. А. Гайдаром и др.

Н. А. Чариый, сопоставляя движение нефти при наличии

конуса подошвенной поды с напорным равнодебитным движе­нием нефти в пласте постоянной мощности h(R_о)=h_о и исполь­зуя условие стабильности конуса (Х.5), получил формулу для верхнего значения предельного безводного дебита в однородно-анизотропном пласте, в каждой точке которого значение коэф­фициента проницаемости в горизонтальном направлении k_гор резко отличается от значения коэффициента проницаемости в вертикальном направлении k_нерт, в виде:

(X.6)

где = b/h_о; q( ) —безразмерный дебит.

Кривые q( ) для различных значений r = R₀/xh₀ показаны на рис. 70. Здесь х = — коэффициент, учитывающий анизотропию пласта.

На рис. 70 приведены также графики для расчета высоты подъема конуса у_мах, соответствующей Q₁.

Рассматривая предельный случай, в котором вершина водя­ного конуса находится у забоя скважины, П. Ф. Иванов вывел приближенную формулу для предельного безводного дебита скважины, аналогичную формуле (VI.5) дебита скважины при безнапорном движении

(X.7)

В полосообразном пласте имеет место поршневое вытесне­ние нефти водой. Первоначальная граница раздела вертикальна и параллельна галерее. Длина пласта L_к = 5 км, длина зоны, занятой нефтью в начальный момент, — 1 км. Динамические коэффициенты вязкости нефти m_н = 4 сП, воды m_в = 1 сП. Найти отношение дебита галереи в начальный момент эксплуатации и дебита той же галереи, когда весь пласт заполнен нефтью. Определить отношение времени вытеснения нефти водой и нефти нефтью.

Определить время продвижения нефти от контура водонос­ности до скважины в случае плоскорадиального движения по закону Дарси и сопоставить его со временем прохождения того же пути водой. Определить дебит скважины в начальный мо­мент времени и в момент обводнения. Расстояние до контура питания R_к = 10 км, первоначальный радиус водонефтяного контакта r_о = 450 м, мощность пласта h = 10 м, пористость пласта m = 20%, коэффициент проницаемости пласта k = 0,2 Д, коэф­фициенты вязкости нефти m_н = 5 мПа×с, воды m_в = l мПа×с, давление на контуре питания р_к=9,8 МПа (100 кгс/см 2 ), дав­ление на забое скважины р_с = б,86 МПа (70 кгс/см 2 ), радиус скважины r_с = 0,1 м.

Ответ:Т = 46,2 лет; Т_в = 12,5 лет; Q_нач = 72,2 м 3 /сут; Q_кон = 283 м 3 /сут.

Положение водонефтяного контакта в пористом пласте, изображенном в плане на рис. 71, в начальный момент времени показано линией ab, не параллельной галерее. Найти скорость фильтрации в точках а и b.

Определить положение точки а, когда точка b достигнет галереи. Расстояние от галереи до контура питания L_к =10 км, расстояние от контура питания до точки а рав­но х_а = 9200 м, расстояние до точки b x_b = 9500 м, коэффи­циенты вязкости нефти m_н = 6 сП, воды m_в = 1 сП, коэффициент проницаемости пласта k = 1Д, коэффициент пористости пласта т = 20%, давление на контуре питания р_к = 9,8 МПа (100 кгс/см 2 ), давление на забое галереи р_г= 6,86 МПа (70 кгс/см 2 ).

Решение.Задачу будем решать приближенным методом по­лосок, предложенным В. Н. Щелкачевым. Выделим впласте две узкие полоски в окрестностях то­чек а и b и будем считать, что в каждой из них граница раздела нефть — вода вертикальна и па­раллельна галерее. В каждой по­лоске перемещение границы раз­дела будем рассчитывать по фор­мулам для поршневого прямоли­нейно-параллельного вытесне­ния.

Найдем скорости фильтрации в точках а и b.

м/с,

м/с.

Определим время, за которое точка b достигнет галереи:

Найдем положение точки а, когда точка b достигнет галереи:

т. е. точка а будет отстоять от галереи на 360 м и граница раз­дела нефть—вода примет положение a’b’.

Определить предельный безводный дебит скважины, вскрыв­шей нефтяной пласт с подошвенной водой, если R_к = 200 м, радиус скважины r_с= 10 см, нефтенасыщенная мощность пласта h_o =12 м, разность плотностей воды и нефти r_в — r_н = 0,398 г/см 3 , динамический коэффициент вязкости нефти m_н = 2,54 сП. Пласт считать однородным по проницаемости (х = 1), k = 1 Д.

Задачу решить по формуле Н. Ф. Иванова и по методу, пред­ложенному И. А. Чарным при мощности вскрытой части пласта b, равной 6 м и 2 м.

Решение.Определим предельный безводный дебит по при­ближенной формуле Н. Ф.Иванова

1)

По графикам И. А. Чарного (см. рис. 70) найдем (r, h) = Q_пр/Q₀, где

q(16.6; 05) = 0.097, откуда Q_пр = 0,097×123 = 11,95 м 3 /сут

2)

q(16.6; 0,166) – 0,14, Q_пр=0,14×123 = 17,2 м 3 /сут

Как видно из расчетов, формула II. Ф. Иванова дает резко заниженный предельный безводный дебит по сравнению с пре­дельным безводным дебитом по методу И. А. Чарного.

По данным предыдущей задачи определить высоту подъема конуса подошвенной воды по методу И. А. Чарного.

Решение.

1.Определим по графикам И. А. Чарного h_max = y_max/(h_o—b> в зависимости от р = R₀/xh₀ = 16,6 и

;

h_max = 0,81, откуда высота подъема вершины конуса

2)h_max(16,6; 0,167) = 0,7,

Определить предельно допустимую депрессию при отборе нефти из скважины, вскрывающей пласт с подошвенной водой на глубину b = 12,5 м. Мощность нефтеносной части пласта в от­далении от скважины h_о = 50 м, проницаемость пласта k = 0,5Д, плотность воды r_в = 1 г/см 3 , плотность нефти r_н = 0,7 г/см 3 , дина­мический коэффициент вязкости нефти m_н = 2 сП, расстояние до контура питания R_к = 200м, диаметр скважины d_c = 21,9 см, пласт считать изотропным (х = k_гор/k_верт = 1).

Решение.По методу И. А. Чарного определим приближенное значение предельного безводного дебита нефти

По графику зависимости q от р и (см. рис. 70) при значе­нии р = 4 и = 0,25 получаем

Q₁ = 1.175×10 -2 ×0.173 = 2.04×10 -3 м 3 /с.

Предельно допустимую депрессию найдем из решения Маскета о притоке к скважине гидродинамически несовершенной по степени вскрытия

здесь значение функции (0,25) = 4,6 (см. рис. 34).

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ — конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Источник