Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







Назначение систем поддержания пластового давления





По мере извлечения углеводородов из залежи ее естественная энергия уменьшается, как и дебиты добывающих скважин. Количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д. Если использовать только естественные энергетические источники: -то невысокие коэффициенты нефтеотдачи; - и в значительной степени растянуть сроки раз-ки м-я. => применяются методы искусственного воздействия на залежи углеводородов (методы управления процессом выработки запасов). Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. На новых месторождениях обеспечивается заданная динамика отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.

Законтурное– нагн. скв. располагают за внешним контуром нефтеносности. При небольшом давлении на контуре питания или при большой удаленности контура применив законтурное заводнение можно приблизить контур к залежи и поддерживать в нем достаточное давление, тем самым повысить темп отбора.

Внутриконтурное– разрезание залежи рядами нагн. скважин на отдельные площади, тем самым более полно ввести залежь в разработку, увеличить текущий дебит и сократить срок разработки залежи. Благоприятными условиями для внутриконтурного заводнения является наличие подошвенной воды и монолитность пласта.

Блоковое- на крупных м-ях, создают несколько рядов нагн. скважин, разрезая залежь на блоки, в которых по несколько рядов доб. скв. (до 4-5 рядов). Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое з. часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала раз-ки применяют в основном блоковое заводнение.

Площадное - на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи. а) Линейное – скважины в шахматном порядке ; б) Четырехточечное; в) Пятиточечное; г) Семиточечное; д) Девятиточечная

Избирательное. м-е буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД.

Очаговое. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение м-я и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. нагн. скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Барьерное. На м-ях с газовой шапкой нагн. скв. располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной, что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта

Вытеснение нефти газом высокого давления -Закачка сухого углеводородного газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной, так как при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление. Сэнергетической точки зрения вытеснение нефти закачкой газа – процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Это означает, что на вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой.

2.Коэффициенты обводненности и
водонасыщенности. Методы их определения.

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы.

.

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Обводненность продукции В - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы: Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода)

Существует 2 метода определения обводненности и водонасыщенности:

1. Прямой метод: отбор проб

2. Косвенные методы: построение функций, применение математических формул. Пример:

(Функция Баклея-Леверетта)

.

Функция Бакли – Леверетта f(σ) зависит от водонасыщенности σ, определяется следующим образом:

к1,к2-относительные фазовые проницаемости, σ-насыщенность.

σф – точка насыщенности на фронте вытеснения

σсв ≤ σф ≤ σ*

σ*– предельное значение коэффициента водонасыщенности при котором нефть перестаёт двигаться.

Функция f(σ) строится индивидуально для каждого типа коллектора (песчаников, алевролитов, известняков)

Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях μ0 :

μ0 = μнв , (1.20)

где μн и μв — динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

1.Находим относительные фазовые проницаемости

2. определяем f(s) и f’(σ)

 

3.Время подхода фронта воды и обводненность после прорыва воды:

 

Функция Баклея - Леверетта или функцией распределения потоков фаз f(s), которая имеет простой физический смысл. Действительно, данная функция представляет собой отношение скорости фильтрации вытесняющей фазы к суммарной скорости, и равна объемной доле потока вытесняющей жидкости (воды) в суммарном потоке двух фаз. Таким образом, функция Баклея - Лаверетта определяет полноту вытеснения и характер распределения газоконденсатонасыщенности по пласту.

Рис. 3. Вид функции Баклея-Леверетта и её производной

Вид кривых функции f(σ) и ее производной f/( σ) показан на рис.3. С ростом насыщенности f(σ) монотонно возрастает от 0 до 1. Характерной особенностью графика f(σ) является наличие точки перегиба sп , участков вогнутости и выпуклости, где вторая производная f’’(σ) соответственно больше и меньше нуля. Эта особенность в большой степени определяет специфику фильтрационных задач вытеснения в рамках модели Баклея - Леверетта.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение μ0 между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.

3.Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.

Закон Дарси справедлив при соблюдении следующих условий:a) пористая среда мелкозерниста и поровые каналы достаточно узки;b) скорость фильтрации и градиент давления малы;с) изменение скорости фильтрации и градиента давления малы.Формула Дарси: где Кф – коэф. фильтрации – зависит как от природы пористой среды, так и от св-в фильтрующейся жидкости. Имеет размерность скорости и хар-ет скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора. Применяется только для однородной ж-ти. Закон дарси: скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна градиенту давления: v = k/m * dP/L

Для разработки месторождений наибольшее значение имеет плоскорадиальный тип течения (приток к скважине).условия вывода: жидкость несжимаема,плотность постоянна,пористая среда несжимаема, прониц и вязкость пост. Течение установившееся, Q,dp = пост, сква-а работает с круговым контуром питания. Скважина совершенная. S фильтрации = 2Пrh. Vф = Q/2Пrh. R = rск до r кп. V = 1/r. V = 10 ^ -3 м/c. Rc = 0.1 м. r = 100 м. v = 10^-6 м/с. Формула дюпюи вытекает из закона дарси. ЗД*v = - K/µ * dP/dl

L= Rk – r. Dl = - dr. V = k/µ * dP/dl. Q/2Пhr = k/µ * dP/dl. Q*dr/2Пhr = k/µ ∫ dP. Q/2Пh * ∫dr/r = k/µ∫dP. ∫dr/r = ln r. Ln a – ln b = ln a/b. Q/2Пh (ln rc-ln Rk)= k/µ (Pc - Pk)отсюда Формула Дюпии:

где К – коэф проницаемости, который не зависит от св-в ж-ти и является динамической хар-кой только пористой среды. Размерность или 1 Д (Дарси) =1,02* .

Коэф фильтрации и проницаемости связаны м/ду собой соотношением:

Анализ:

Дебит не зависит от r, а только от депрессии . График зависимости Q от (Рис.3.4) называется индикаторной диаграммой, а сама зависимость - индикаторной. Отношение дебита к депрессии называется коэффициентом продуктивности скважины

 

. 3.28

2. Градиент давления и скорость обратно пропорциональны расстоянию (рис.3.5) и образуют гиперболу с резким возрастанием значений при приближении к забою.

3. Графиком зависимости р=р( r ) является логарифмическая кривая (рис.3.6), вращением которой вокруг оси скважины образуется поверхность, называемая воронкой депрессии. Отсюда, основное влияние на дебит оказывает состояние призабойной зоны, что и обеспечивает эффективность методов интенсификации притока.

4. Изобары - концентрические, цилиндрические поверхности, ортогональные траекториям.

Дебит слабо зависит от величины радиуса контура rк для достаточно больших значений rк /rc, т.к. rк /rc входят в формулу под знаком логарифма.

По индикаторным диаграммам зависимости дебита от депрессии находят: установившееся(ИД,ИП) или неустановившееся движение флюида(КВД,КПД)2 коэффициент продуктивности,прониц, гидропровд, пьезопров








Date: 2015-07-23; view: 432; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.007 sec.) - Пожаловаться на публикацию