Месторождения нефти представляют собой пласт пористой проводящей жидкость среды, которую сверху перекрывает покрышка плохо проводящей жидкость горной породы. Под проводящей пористой средой должна находиться нефтематеринская порода. В течение длительного (порядка миллионов лет) времени, под действием высоких температур и давлений в практически бескислородной среды, органическое вещество нефтематеринской породы (кероген) распадается на углеводороды. Поры среды заполняются смесью этих углеводородов и воды, которой в среднем всегда больше. Эта смесь называется флюидом. Из-за увеличения удельного объема, а также из-за уплотнения горной породы с течением времени под силой тяжести, в поровой жидкости, флюиде, начинает увеличиваться давление. Это приводит к движению флюида. Непроводящая глинистая покрышка является естественной преградой для флюида. За миллионы лет он накапливается у поверхности раздела в «ловушках» — неровностях горной породы (см. рис.).
Считайте известными следующие численные данные:
Как было указано в предисловии, весь нефтяной флюид расположен в порах среды. Важной характеристикой среды является пористость — величина
$$\varphi=\cfrac{V_{пор}}{V_{ср}}{,}
$$
где $V_{пор}$ — объём, занимаемый порами в выделенном объёме среды $V_{ср}$.
A1
0.30
Пусть залежь нефти представляет собой участок древних речных отложений песчаника в форме параллелепипеда высотой $h = 10~{м}$, шириной $b = 100~{м}$ и длинной $L = 2000~{м}$. Пористость породы $\varphi = 0.1$. Оцените запасы нефти $m_{н}$ в данном месторождении. Выразите ответ через $L$, $b$, $h$, $\rho$ и $\varphi$, а также приведите его численное значение в тоннах. Считайте, что нефтяной флюид целиком заполняет объём пор.
Одной из наиболее важных величин в отрасли, связанной с нефтью, является пластовое давление. Пластовым давлением $p_{пл}$ называют величину давления жидкостей в порах в том случае, когда поры соединены между собой. Данный случай чаще всего и реализуется в реальности.
Пластовое давление обусловлено тем, что флюид в порах сжат относительно нормальных условий. Сжатие флюида характеризуется сжимаемостью вещества $\beta$, которая определяется соотношением:
$$\beta=-\cfrac{1}{V}\cfrac{dV}{dp}{,}
$$
где $p$ и $V$ — давление и объём вещества, а производная $dV/dp$ берётся при постоянном его количестве.
Далее во всех пунктах данной части задачи считайте, что все поры соединены между собой, поэтому распределение давления в них определяется по законам гидростатики.
A2
0.30
Пусть пластовое давление нефти на дне залежей составляет $p_{пл}=250~{атм}$. Найдите, при какой максимальной глубине залегания $H_{max}$ месторождение будет фонтанирующим, т.е. нефть будет вытекать на поверхность под действием собственного давления. Выразите ответ через $\rho$, $g$ и $p_{пл}$, а также приведите его численное значение. Сжимаемостью нефти можно пренебречь.
Из месторождения можно добыть далеко не всю нефть, а только её часть. Доля извлеченной нефти от общих запасов называется коэффициентом извлечения нефти (КИН) $\alpha$. Как правило он невысок и почти никогда не достигает половины.
A3
0.60
Оцените максимально возможный КИН $\alpha_{max}$ в режиме фонтанирования при пластовом давлении $p_{пл}=250~{атм}$, если сжимаемость нефти $\beta = 5\cdot 10^{-10}~{Па}$. Выразите ответ через $\beta$ и $p_{пл}$, а также приведите его численное значение. Считайте, что отложения русла рек изолированы непроницаемыми глинами с малой пористостью. Глубина залежей $H$ может быть выбрана произвольным образом.
A4
0.30
При тех же самых данных оцените максимально возможный КИН $\alpha_{max}$ в режиме фонтанирования, если снизу в пластовых отложениях находится вода объемом $kV_0$ ($k = 9$) при начальных запасах нефти $V_0$. Сжимаемость воды считайте равной сжимаемости нефти. Выразите ответ через $\beta$ и $p_{пл}$, а также приведите его численное значение. Считайте что забор жидкости происходит сверху, т.е. забирается только нефть. Глубина залежей $H$ может быть выбрана произвольным образом.
Распространенный метод повышения отдачи нефти на месторождении заключается в том, что перед добычей в скважину под большим давлением закачивается специальная жидкость — расклинивающий агент. Это приводит к образованию трещины плоской формы порядка $100~{м}$ в длину и не более $1~{см}$ в ширину. Созданная в нефтесодержащих слоях трещина заметно упрощает приток нефти в скважину при том же давлении, что существенно ускоряет добычу и уменьшает затраты. Этот метод называется гидроразрывом пласта.
При описании трещины воспользуемся следующей моделью:
На (рис. а) показан вид сверху на трещину, а на (рис. б) приведено поперечное сечение трещины $wh$, лежащее в вертикальной плоскости и перпендикулярное оси $x$. через которое течёт жидкость.
В пунктах $\mathrm{B1}$ и $\mathrm{B2}$ рассматривается половина трещины, соответствующая $x>0$, в которой скорость расклинивающей жидкости направлена вдоль оси $x$.
B1
1.00
Рассмотрим горизонтальное течение жидкости вдоль оси $x$ между двумя параллельными плоскостями высотой $h$. Расстояние между плоскостями $w\ll{h}$. Определите объёмный расход (далее во всех пунктах задачи — поток) жидкости $Q$ через поперечное сечение $wh$. Ответ выразите через $\eta$, $w$, $h$ и градиент давления $dp(x)/dx$.
Поскольку расстояние между плоскостями уменьшается медленно по длине трещины, всегда считайте применимым результат, полученный в пункте $\mathrm{B1}$.
Критическое избыточное давление, выдерживаемое барьерами, составляет $\Delta{p}=100~{атм}$.
Пусть по краям нефтяного месторождения пробурено по скважине, каждая из которых создает трещину. Трещины параллельны боковым граням месторождения и полностью их перекрывают. Нагнетающая скважина создает повышенное давление, а добывающая — пониженное давление.
Распространение жидкости в пласте описывается законом Дарси
$$
\vec{v} = - \frac{k\nabla p}{\eta},
$$
где $\vec{v}$ — скорость течения жидкости, $\eta$ — вязкость жидкости, а $k$ — величина, называющаяся проницаемостью пласта для данной жидкости.
В рамках данной задачи движение является одномерным, поэтому величину $\nabla p$ можно записать следующим образом:
$$\nabla p=\vec{e}_x\cfrac{dp}{dx}{.}
$$
Рассмотрим следующую модель течения жидкости:
В пунктах $\mathrm{C2}$ и $\mathrm{C3}$ считайте, что $k_1=k_2=k=5\cdot 10^{-12}~{м}^2$.
С4
0.80
При каком условии на параметры системы движение границы будет устойчивым, то есть при малом отклонении формы границы от плоской это отклонение не будет возрастать? Запишите условие устойчивости через $\eta_1$, $\eta_2$, $k_1$ и $k_2$.
Устойчиво ли течение жидкости, рассмотренное в пунктах $\mathrm{C2}$ и $\mathrm{C3}$?
Забой скважины — цилиндрический участок скважины с проницаемыми стенками, через который может проникать нефть. В рамках данной части задачи вам предлагается изучить распределение поля скоростей жидкости внутри данного цилиндра.
Для начала рассмотрим классическое течение жидкости с вязкостью $\eta$ в трубе длиной $L$ радиусом $R$, к концам которой приложена разность давлений $\Delta p$. В пунктах $\mathrm{D1}$ и $\mathrm{D2}$ боковая поверхность цилиндра непроницаема, т.е жидкость через стенки не выходит, а движение каждого её элемента является одномерным.
При решении задачи используйте следующие модель и обозначения:
D4
0.30
Рассмотрим кольцо высотой $dh$ с внутренним и внешним радиусами $r$ и $r+dr$ соответственно. Используя тот факт, что жидкость несжимаема, покажите, что из условия постоянства объёма жидкости внутри выделенного кольца следует соотношение:
$$\cfrac{\partial v}{\partial h}=-\cfrac{1}{r}\cfrac{\partial (u_rr)}{\partial r}{.}$$
Вы можете использовать это соотношение, даже если не смогли его доказать.