35. Гравитационный режим

ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ (а. gravity regime; н. Gravitationsregime; ф. regime par gravite; и. regimen gravimetriсо) — режим нефтяной залежи, при котором нефть перемещается к забоям добывающих скважин под действием собственной силы тяжести. Гравитационный режим развивается при разработке изолированных залежей, лишённых газовой шапки, напора краевых, законтурных вод и содержащих, как правило, дегазированную нефть. В случае гравитационного режима, развивающегося в крутопадающих нефтяных пластах, нефть под действием напора её столба продвигается к забоям добывающих скважин, расположенных ниже по отметке (рис. 1).

По мере перемещения контура нефтеносности вниз по падению пласта величина напора снижается. Дебиты скважин обычно невелики и со временем уменьшаются. В пластах с пологим залеганием уровень нефти понижается одновременно (или почти одновременно) по всей залежи

36.Общее уравнение притока нефти к скважине.

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах.  Жидкость, поступающая к скважине, должна проходить последовательно как бы через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей между непроницаемыми кровлей и подошвой; площади этих поверхностей постепенно уменьшаются по мере приближения к скважине.

Для описания зависимости дебита скважины от градиента давления вокруг нее можно воспользоваться законом линейной фильтрации Дарси, согласно которому скорость линейной фильтрации пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся жидкости.

Можно написать 

Уравнение Дюпюи радиального установившегося притока однородной жидкости в скважину при водонапорном режиме:

где: Q – дебит скважины; r– проницаемость пласта;h– мощность пласта;p_пл и p_заб– пластовое и забойное давления;  вязкость жидкости;R r_c – радиусы контура питания и скважины.

37 Общее уравнение притока газа к скважине.

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте. При разработке нефтяного или газового пласта нефть или газ притекают в скважины по радиальным направлениям. Газ поступающий в скважину, приходит последовательно как бы через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, заключенных между непроницаемыми кровлей и подошвой пласта. При росте скоростей увеличиваются гидравлические сопротивления.

Если вместо жидкости к скважине притекает только газ, то на основании закона Дарси формула для притока газа будет иметь вид:

где: Q– массовый расход газа, причемQ=Vp_r;V– переменный объемный расход газа при переменном давленииp;p_r– плотность газа при тех же условиях; - константа, зависящая от природы газа(=p/p_r).

Другая отличительная особенность притока газа к скважине — искривление линий тока вследствие несовершенства скважины по характеру вскрытия пласта, а если скважина частично вскрывает продуктивный пласт, — то и вследствие несовершенства скважины по степени вскрытия. К особенностям притока газа к скважине относятся также значительные потери давления в призабойной зоне пласта. По мере падения пластового давления в районе скважины происходит деформация продуктивного коллектора. Проницаемость призабойной зоны уменьшается, продуктивная характеристика скважины (см. Продуктивность скважин) ухудшается. В случае расположения скважины в слабосцементированном коллекторе происходит разрушение последнего, на забое скважины образуется песчаная пробка. В процессе добычи газа чаще всего наблюдается осушка призабойной зоны пласта.

40

Объект, система разработки.

Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определённой группы скважин. В объект разработки может быть включён один, несколько или все пласты месторождения.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Система разработки объекта ( площади) определяет схему его разбуривания, последовательность бурения и ввода скважин в эксплуатацию, применение в случае необходимости целесообразного метода искусственного воздействия на залежь, рациональные принципы и методы управления ( регулирования) работой скважин и пластов и контроля за ней

Эксплуатационный объект разработки – это искусственно выделенное в пределах данного месторождения геологическое образование (продуктивный пласт, часть пласта, группа пластов), извлечение нефти из которых осуществляется самостоятельной (своей) сеткой скважин.

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. С точки зрения экономии металла, труб и других материалов для бурения и обустройства месторождения, т.е. капитальных затрат, желательно включить в один объект разработки как можно большее число пластов. Если в объект разработки включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения равнозначны.

Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин.

При выделении объектов следует учитывать следующее.

Геолого-физические свойства пород-коллекторов.

Физико-химические свойства нефти, воды и газа.

Фазовое состояние углеводородов и режим пластов.

Техника и технология эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные.

Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

Система разработки — это совокупность взаимосвязанных инженерных решений: выбор объектов и установление последовательности их разработки; определение числа, соотношения и расположения добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов; обоснование метода воздействия на пласты с целью извлечения из недр нефти и газа; определение способов управления и контроля за процессом разработки; охрана недр и окружающей среды.

42. Основные показатели разработки месторождения и обустройства промысла

После обоснования расчетных вариантов определяется изменение во времени показателей разработки месторождения и обустройства промысла по каждому из рассматриваемых вариантов. К основным показателям систем разработки и обустройства относятся следующие:

1. Изменение во времени пластовых, забойных, устьевых давлений и температур на пути движения газа от забоя до приема магистрального газопровода.

2.   Изменение во времени средних (и max) дебитов скважин или дебитов отдельных скважин.

3.   Изменение во времени необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин. Очередность ввода скважин в эксплуатацию.

4.   Темпы продвижения пластовых вод по площади и мощности газоносности. Перечисленные показатели разработки определяются для рассматриваемого варианта отбора газа из месторождения, но для различных вариантов конструкции и диаметров скважин, числа эксплуатационных объектов и т.д.

5.   Число и местоположение групповых пунктов сбора и обработки газа.

6.   Диаметры и протяженность газосборных шлейфов и коллекторов.

7.   Ступени сепарации; тип сепарационных аппаратов; площади и конструкции теплообменных  аппаратов; расходы ингибитора гидратобразования.

8.   Параметры системы осушки газа.

9.   Периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. Сроки ввода в эксплуатацию и мощности ступеней ДКС и т.д.

10.    Экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.