31. Режим работы нефтяных и газовых залежей. Гравитационный режим.

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Рис. 26. Типы режимов нефтяного пласта:

а) водонапорный; б) газонапорный; в) растворенного газа; г) гравитационный

Гравитационный режим (рис.26,в) проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа.

Все породы, содержащие нефть и газ, залегают под некоторым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по направлению падения пластов.

Чем больше угол наклона пласта, тем большую энергию силы тяжести имеет находящаяся в нем нефть. При крутых углах падения пластов наибольший дебит нефти дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта.

При гравитационном режиме добыча нефти из залежи ведется механизированным способом. Добыча нефти ведется до тех пор, пока эксплуатационные затраты окупаются добытой нефтью. Следует отметить, что нефтяная залежь редко работает с начала и до конца разработки на одном режиме. В процессе разработки нефтяной залежи на ней постоянно ведутся исследовательские работы, по результатам анализа которых вносятся соответствующие коррективы. Гравитационный режим не имеет практического применения, но он важен для правильного понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке. Решающее значение гравитационный режим имеет при шахтной добыче высоковязкой нефти.

32. Приток жидкости и газа к скважинам

При эксплуатации скважины движение пластовой жидкости осуществляется в трех системах пласт-скважина-коллектор, которые действуют независимо друг от друга, при этом они взаимосвязаны между собой.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Разность пластовым давлением и забойным давлением называется депрессией на пласт.

∆Р = Р_пл - Р_заб

Так как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному закону фильтрации - закону Дарси. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока. Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившимся.

Рис.27 Схема плоскорадиального потока в пласте

а) горизонтальное сечение

б) вертикальное сечение

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле:

Q = 2*π*k*h*(Р_пл - Р_заб) / μ*ln R_k /r_c ,

где Q - дебит скважины;

k - проницаемость пласта;

h - толщина пласта;

Р_пл - пластовое давление;

Р_заб - забойное давление в скважине;

μ - вязкость жидкости;

R_k - радиус контура питания (равен половине расстояния между соседними скважинами);

r_c - радиус скважины.

Анализ приведенной формулы показывает, что на дебит скважины влияют:

1. проницаемость пласта - чем она больше, тем выше дебит скважины;

2. толщина пласта - чем она больше, тем выше дебит скважины;

3. депрессия на пласт - чем она больше, тем выше дебит скважины;

4. вязкость жидкости - чем она больше, тем ниже дебит скважины;

5. отношение радиуса контура питания к радиусу скважины - чем больше это отношение, тем выше дебит скважины