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. 2.5. Режим растворенного газа. 2.6. Гравитационный режим. Литература [1].
Энергия, заключенная в газожидкостной смеси, заполняющей пласт, реализуется в процессе разработки нефтяного месторождения. Очевидно, что наиболее полное использование этой энергии для целей перемещения газожидкостной смеси (ГЖС) из пласта к забою скважины и далее - на дневную поверхность в течение наиболее длительного времени и составляет основу рациональной разработки залежи и прямо влияет на экономические показатели нефтегазодобывающего предприятия.
2.1.Приток нефти к забою скважины
Физическая сущность процесса состоит в следующем. Течение жидкости будет происходить из зоны повышенного давления (давление в пласте - Рпл) в зону пониженного давления (давление на забое скважиныРдав). Эта разность давлений и образует движущий фактор - градиент давленияР, действующий по направлению линии тока жидкостиr- dr.
В идеальном случае, когда пласт сложен породами, имеющими одинаковую проницаемость во всех направлениях, и на жидкость не воздействуют другие скважины, к забою скважины по каждой из бесчисленных линий токов будет перемещаться нефть со скоростью, описываемой законом Дарси
,
(2.1)
где К0- проницаемость пласта;- динамическая вязкость жидкости.
Целью задачи является получение математической зависимости, описывающей процесс поступления к забою скважины определенного количества жидкости, и который в будущем должен быть поднят на поверхность. При этом надо добиваться получения оптимального количества жидкости .
Скважина представляет собой цилиндр радиусом r, проникающим своим основанием (забоем) в продуктивный пласт на глубинуh. Тогда в скважину будет поступать (фильтроваться) жидкость через площадь образующей и ее количество опишется формулой
q=2rhV (2.2)
или, представляя значение Vиз (2.1.), получим
(2.3)
- выражает гидропроводность пласта,
т.е. его способность пропускать через
себя жидкость. Эта величина будет иметь
разное значение в разных точках пласта,
но, предположив, что она имеет одинаковое
значение на одном и том же расстоянии
от оси скважины и изменяется только по
радиусуr, получим:
(2.4)
Формулу (2.3.) перепишем с учетом (2.4.)
(2.5)
Мы получили дифференциальное уравнение, в котором наша истинная величина qзависит от давления и гидропроводности. Проинтегрировав уравнение (2.5) при = constи обозначив пределы интегрирования для радиуса (радиус контура питания и радиус скважиныrc) и для давления (давление на контуре питанияРки давление на забое скважиныРс), получим:
(2.6)
и далее
(2.7)
Решая уравнение 2.7 относительно Q, получим уравнение притока жидкости к центральной скважине в круговом однородном пласте
(2.8)
В реальных условиях гидропроводность изменяется произвольно ( не только по радиусу). Для такого условия левая часть уравнения (2.6) не может быть вынесена за знак интеграла, как в (2.7), и представится в виде выражения:
(2.9)
-
может быть записана в виде выражения:
(2.10)
и может быть построена графически в координатах « - r».
Если скважина эксплуатирует несколько пропластков с различными характеристиками – К0,h,,P, то общий приток жидкости к скважине будет равен:
(2.11)
При практических расчетах надо учитывать следующее:
а) Rк принимать как половину расстояния до соседней скважины;
б) вязкость нефти принимать в пластовых условиях, т.е. при пластовых температуре и давлении и с учетом количества растворенного газа;
в) для перевода полученного qк поверхностным условиям разделить на объемный коэффициент пластовой жидкости.