Упругий режим. Формы проявления и основные уравнения

Условие УР- повышение пластового давления, над давлением насыщения нефти газом Рн. При этом Рзаб. не ниже Рн, нефть находится в однофазном состоянии. Созданное в доб. скв. возмущение Р (депрессия) распространяется с течением времени в глубь пласта (наблюдается первая фаза УР). Вокруг скв. образуется депрессионная воронка. Приток нефти происходит за счет энергии упругости ж-ти (нефти), связанной воды и породы- энергии их упругого расширения. При снижении Р увел. V нефти и связанной воды и уменьшается V пор; соответствующий V нефти поступает в скв. Затем депрессионные воронки отдельных скв, расширяясь, сливаются, образуется общая депрессионная воронка, которая по мере отбора нефти распространяется до границ залегания залежи. Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза УР. В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность УР – замкнуто-упругий режим, если залежь не ограничена, то общая депрессионная воронка в законтурную водоносную область. УР будет переходить во вторую разновидность -УВНР. УВНР обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водонросной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод водоносной области. Для замкнуто- упругого и УВНР характерно значительное снижение Р в начальный период постоянного отбора нефти (или снижение текущего отбора при постоянном Рзаб.) При УВНР темп дальнейшего снижения Р (текущего отбора). замедляется

1/(каппа) dP / dt (1) каппа- к-т пьезопроводности = к / µβ* - хар-ет способность горной породы пропускать ч-з себя имульс давления

(1)– основное диф. ур-ние УР, ур-ние пьезопров-ти.

(t) = Qµ/4πκh ln 2,25/ r² t – основная ф-ла УР.

(а2) — служит основной характеристикой процессов перераспределения пластовых давлений — определяет темпы изменения пластового давления:, где; K— коэф. проницаемости пласта; β* — коэф. упругости пласта; μ — динамическая вязкость жидкости; кф — коэф. фильтрации пласта; γ — вес единицы объема жидкости; К — динамический коэф. фильтрации (Щелкачев, 1948).

Интеграл Дюамеля: если Q не const, т.е. q = f(t)

Pk(t) = P₀-µ/πκh dq/ dτf(1,τ-λ) dλ,

Каждая ступень q начинается в момент времени λ, здесь используем два времени τ- исчисляемое с начала разработки.

.

4. Характеристика основных технологических процессов, применяемых при подготовке нефти на промысле.

Предварительное разделение продукции скважин может включать следующие процессы:

ü Сепарация нефти от газа;

· Сброс пластовой воды (предварительное обезвоживание).

· Сепарация газа от нефти начинается как только давление снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте, в стволе скважины или в трубопроводах. Выделение газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления: в пласте - к забою скважины, в скважине - к ее устью и далее в нефтегазовый сепаратор.

· Разгазирование нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах называется сепарацией.

· Регулируемые давление и температура позволяют создать условия для более полного отделения газа от нефти.

· Сепарацию нефти осуществляют в несколько ступеней.

· Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенных давлении и температуре. Нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин сепарируют сначала при высоком давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком давлениях, где она окончательно разгазируется.

· Иногда для получения нефти необходимого качества на одной из ступеней сепарации нефть разгазируется под вакуумом; в этом случае сепарация называется вакуумной. Если при разгазировании нефть подогревается, сепарация называется горячей.

· Число ступеней сепарации зависит от физико-химической характеристики пластовой нефти, требований, предъявляемых к товарной нефти, и в каждом конкретном случае определяется расчетом исходя из условия достижения наилучших технико-экономических показателей.

· Схема предварительного разгазирования нефти: нефтегазовая смесь I поступает в нефтегазовый сепаратор. Нефть II после отделения от газа поступает в буферные емкости и далее откачивается в нефтесборный коллектор. Газ из нефтегазового сепаратора поступает в газовый сепаратор. После отделения капельной жидкости, газ под собственным давлением по газосборным коллекторам и газопроводу транспортируется на ГПЗ.

Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды, т.к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной отстойной аппаратуры).

В зависимости от степени обводненности нефти и некоторых других факторов, различают следующие варианты предварительного сброса:

· Без дозировки реагента-деэмульгатора;

· Без подогрева и использования дренажных вод (применяется при большой обводненности нефти на поздней стадии разработкиместорождения);

· С использованием реагентов и эффектов разрушения эмульсии в трубопроводе;

· С применением дренажных вод;

· Комбинированное воздействие перечисленных выше факторов.

В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:

· Путевой сброс;

· Централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками подготовки нефти.

Путевой сброс на ДНС осуществляется в случае, если давление скважин не обеспечивает транспорт всей жидкости до УПН и имеется возможность утилизации пластовой воды в районе ДНС.