![](/user_photo/2706_HbeT2.jpg)
- •Введение
- •Лекция I. Нефтяной пласт и скважина
- •1.1.Нефтяной пласт и его параметры. 1.2. Характеристика нефтесодержащих коллекторов. 1.3. Природные факторы воздействующие на пласт. 1.4.Конструкция нефтяной скважины. 1.5. Вскрытие нефтяного пласта.
- •1.2. Характеристика нефтесодержащих коллекторов
- •1.3.Природные факторы, воздействующий на нефтяной
- •1.4.Конструкция нефтяной скважины
- •1.5.Вскрытие нефтяного пласта
- •Лекция 2. Режим разработки нефтяной залежи
- •2.1.Приток нефти к забою скважины
- •2.2.Водонапорный режим разработки залежи
- •2.3.Упругий режим
- •2.4.Режим газовой шапки
- •На основании закона газового состояния можно записать (2.41)
- •2.5.Режим растворенного газа
- •2.6.Гравитационный режим
- •Лекция 3. Освоение нефтяных скважин
- •3.1.Приток жидкости к перфорированной скважине. 3.2. Оценка методов перфорации скважин. 3.3. Современные методы освоения пластов. 3.4. Методы, интенсифицирующие процесс освоения.
- •3.1. Приток жидкости к перфорированной
- •3.2.Оценка методов перфорации скважин
- •3.3.Современные методы освоения пластов
- •3.3.1.Методы снижения давления на пласт
- •1)Замена в стволе скважины жидкости большой плотности на жидкость меньшей плотности.
- •2)Снижение давления на пласт компрессором.
- •3)Снижение давления на пласт свабированием.
- •3.4.Методы, интенсифицирующие процесс освоения
- •1).Гидравлический разрыв пласта.
- •Термогазохимическое воздействие
- •Лекция 4.
- •4.2.Исследование скважин при установившемся режиме
- •4.3.Исследование скважин при неустановившемся режиме
- •4.4.Термодинамические исследования
- •4.5.Дебитометрические исследования
- •4.6.Исследование скважин, вскрывших 2 и более пластов
2.6.Гравитационный режим
Гравитационный режим разработки месторождения заключается в притоке к забою скважины нефти под действием силы тяжести, образующейся разностями уровней жидкости в пласте и на забое. Эффект притока усиливается за счет устройства зумпфа и расположения в нем насосного оборудования.
Условие существования - наличие большой свободной поверхности жидкости при отсутствии каких-либо воздействующих на нее факторов. Отличается незначительными, но устойчивыми дебитами, низким КНО. Может существовать при шахтном способе добычи нефти. В условиях скважинной разработки требует применения методов искусственного воздействия.
Эффективность режимов иллюстрируется рис. 2.6.
Эффективная разработка месторождения предполагает рациональное сочетание природных факторов с искусственным воздействием. Это может быть обеспечено при грамотном контроле за изменением параметров и своевременном реагировании на эти изменения:
а) динамики дебитов нефти, газа и воды;
б) динамики давлений;
в) продвижение водонефтяного контакта.
Лекция 3. Освоение нефтяных скважин
3.1.Приток жидкости к перфорированной скважине. 3.2. Оценка методов перфорации скважин. 3.3. Современные методы освоения пластов. 3.4. Методы, интенсифицирующие процесс освоения.
3.1. Приток жидкости к перфорированной
скважине
В лекции 2 мы рассмотрели течение пластовых жидкостей при различных режимах работы залежи. Было установлено, что в случае водонапорного режима характер течения подчиняется формуле
,
(3.1)
где q- количество притекающей к забою скважины жидкости; = kh/; k- проницаемость пласта;h- толщина пласта;- динамическая вязкость жидкости;Рк, Рс- соответственно давление на контуре питания и на стенках скважины;Rк, rc- соответственно радиусы контура питания и скважины.
Приток жидкости в ствол скважины в области забоя будет характеризоваться преодолением сопротивления, величина которого будет зависеть от конструкции забоя.
Условимся, что если забой вскрыт на всю толщину пласта и не обсажен (открыт), скважина является совершенной по степени и характеру вскрытия; при открытом забое, вскрытии части толщины пласта - скважина несовершенна по степени вскрытия; при обсаженном забое и вскрытии пласта на всю продуктивную толщину - несовершенная по характеру вскрытия; при обсаженном забое и вскрытии части пласта - несовершенная по характеру и степени вскрытия.
Формулу (3.1.) перепишем в виде:
,
(3.2)
где Рк=Рн- пластовое давление;Rф- фильтрационное сопротивление, возникающее из-за конструкции фильтра. Но в области забоя возникает также сопротивлениеRдопиз-за сгущенности линии тока. Тогда:
,
(3.3)
,
(3.4)
где С - некоторая геометрическая характеристика.
Подставив значения RфиRдопв формулу (3.2), получим
(3.5)
Геометрическая характеристика забоя - его фильтрационная площадь, образованная количеством перфорационных отверстий n, их диаметромdи глубиной каналовl. Таким образом
С = f (n,d, l) (3.6)
Можно представить два крайних случая: в колонне нет ни одного отверстия (qn= 0;C=) и фильтр выполнен в виде сплошных отверстий (С =0;qn=qn=qnmax).
В.И.Щуров построил графические зависимости С=f(nd) для различных видов забоев (рис.3.1.0. Обозначим черезкоэффициент гидродинамического совершенства скважины
= qn/q (3.7)
Он обозначает отношение дебита скважины с перфорированным забоем к дебиту с открытым забоем, принятой за эталон. Зная n, d, l,D(диаметр скважины),h/D(h- толщина пласта),b/h(b- глубина вскрытия),l/D,d/Dна графиках получаем значениеС (рис.3.2;3.3).
Графики В.И.Щурова позволяют получить значение Сдля скважин, несовершенных по характеру вскрытия или по степени вскрытия. В этом случае приток жидкости к фильтру скважины надо представить в виде двух потоков: к скважине несовершенной по характеру вскрытия, и к скважине несовершенной по степени вскрытия. Приток жидкости к такой скважине представляется в виде двух сопротивлений, обозначенных нами в формуле(3.4) черезRдоп.
Представим знаменатель в формуле (3.5) так
,
(3.8)
где гпр - приведенный радиус - радиус такой фиктивной скважины, дебит которой равен дебиту гидродинамически несовершенной.
Преобразуем формулу (3.8), представив «С» как произведение
,
так как
,
тогда
(3.9)
(3.10)
.
(3.11)
Определив по формуле (3.11) rпр, мы можем представить формулу притока вместоrсзначениеrпр.