Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
geologia_sborka_kr_2.docx
Скачиваний:
0
Добавлен:
18.12.2018
Размер:
564.98 Кб
Скачать

35 Вопрос

Гравитационный режим

Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным. Этот режим называют еще иногда безнапорным, хотя это принципиально не точно.

Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки как естественное продолжение режима растворенного газа. Наглядным и в то же время точным примером дренирования в условиях гравитационного режима может служить высачивание воды по периметру конической кучи песка, предварительно смоченного водой. При гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса.

Из определения этого режима следует, что если в затрубном пространстве такой скважины существует атмосферное давление, то такое давление установится на всей свободной поверхности, разделяющей нефтенасыщенную и газонасыщенную части пласта, и фильтрация жидкости в скважину будет происходить только под действием разности уровней жидкостей в удаленной части пласта и непосредственно на стенде скважины. При избыточном давлении в затрубном пространстве скважины фильтрация жидкости по-прежнему будет происходить под воздействием разности уровней жидкости, так как это давление устанавливается на всей свободной поверхности.

Гравитационный режим может иметь решающее значение при шахтных методах добычи нефти. В горизонтальных пластах его эффективность чрезвычайно мала. Скважины характеризуются очень низкими, но устойчивыми дебитами. Однако в крутопадающих пластах эффективность гравитационного режима увеличивается. Этот режим практического значения в процессах нефтедобычи по существу не имеет и важен только для понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке.

36) Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.

1) упруго-газоводонапорный режим-режим, при к-ом основными силами, продвигающими Г к забою доб. скв-н, явл. упругие силы как пл. воды, породы, так и самого расширяющегося газа.

Хар-ны низк. прон-ть значительное фациальное замещение пласта, слабая гидродинам. связь между газ. и законтурной частями пласта, значительная удаленность обл. питания от залежи.

На первых этапах разр-ки в залежи устан-ся газ. режим, т.к. пл. давл. снижается незначительно, что не способствует проявлению упругих сил в залежи.

В рез-те снижения пл. давл. в залежи создаются усл-я для проявл-я упругих сил пласта и воды. При этом начинает медленно подниматься ГВК. Но напор, возникающий за счет проявления упругих сил, не сможет компенсировать снижение пласт.давл. в залежи. Снижение пласт. давл. при этом будет зависеть как от текущего, так и от суммарного отборов г. Т.о., первыми признаками проявл-я этого режима явл-ся; 1) подъем ГВК, 2) снижение пл. давл.

Коэф. газоотдачи при этом режиме от 0,7 до 0,85.

2) Газоводонапорный режим-режим, при к-ом основными источниками энергии, продвигающей газ к забоям доб. скв-н, являются активный напор пл. (краев. и подошв.) вод, а также расширение находящегося в залежи г.

В начальный период разр-ки в залежи вначале проявляется Г-ый режим. Продолжительность его зависит в основном от фильтрац. харак-к залежи и степени активности пл. воды. Первыми признаками проявления этого режима будут: 1) быстрый подъем ГВК; 2) медленное понижение пл. давл.

Сравнивая вел-ну удельных отборов Г на 0,1 МПа при Г-ом, газо-упруго-в-напорном и г/в-напорном режимах, можно отметить, что при описываемом режиме кривая давление-отбор харак-ся еще большей кривизной. Конечный коэф. г-отдачи достигает 0,9.

37) Qно = F hнн Кп Кнн pн Q

Запасы нефти определяются в стандартных условиях (р=0,1 МПа, t= 20С)

Плотность нефти определяется по глубинным пробам в результате диффиренциального разгазирования..

Q – пересчетный коэффицент, учитывающий усадку нефти

F hнн - объем коллекторов залежи

F hнн Кп - объем пустотного пространства коллекторов залежи

F hнн Кп Кнн – объем пустотного пространства коллекторов залежи, насыщенного нефтью

Qизвлн = Qно КИН

Qраствго = Qно Го

Qизвлг.раств =Qгораств КИН

38) Коэффициент извлечения нефти (КИН) является конечным критерием оценки качества проекта, объемов оставляемого в объекте продукта. Чем выше КИН, тем выше качество проекта.

Способы определения КИН:

1. Статический метод

2. Метод коэффицентов (основан на определении 2 основных коэффицентов – вытеснения и охвата.

КИН = Квыт Кохв

Квыт - отношение количества нефти, вытесненной при длительной промывки объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода к начальному содержанию нефти в этом объекте.

Кохв - отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом к общему объему пространства коллектора данного объекта, содержащего нефть

3. Расчетный метод ( адаптация модели к условиям разработки залежи)

4. Объемный метод

Qго = F hг Kоп Kг K t K р

K t = ( To + t cr)/ ( To + tm ) To = 293 K t = 20 C

39) Подсчет запасов газа по методу падения давления применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации.

Формула подсчета запасов по методу падения давления основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа на 1 кг/см2 падения давления во все периоды разработки газовой залежи. Таким образом, если на первую (с начала разработки) из газовой залежи было добыто Q1 объемов газа и давление в залежи составляло p1, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q2 объемов газа и давление залежи оказалось равным p2 , то за период разработки от первой до второй даты на 1 кгс/см2 падения давления добыча газа составила в м3:

Полагая, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины рк будет добываться то же количество (в м3) газа на 1 кгс/см2 снижения давления, получим следующую формулу для подсчета запасов газа по методу падения давления с учетом поправок на отклонение от закона идеальных газов α1, α2 (соответственно для давлений p1 и р2):

где V - промышленный запас газа в м3.

Метод подсчета по падению давления не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, однако неучет мощности и вообще объемной характеристики пласта (при вычислении средневзвешенного пластового давления) приводит иногда к большим погрешностям, особенно если давление в скважинах значительно различается. Совершенно очевидно, что рассмотренный метод пригоден лишь для единой залежи газа

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]