12Билет

1.Виды гтм,применяемых на нагнетательных скважинах.

2. Порядок определения пропускной способности трубопровода графоаналитическим методом.

Задается рядом произвольные значения q, затем находим среднюю скорость патока (wi=Qi/S=Qi/0,785d*dтр), рассчитаем критерии Re, опре деляем коэффициент гидравлического сопротивления (λ). Затем для каждого расхода находим ∆Н и строим график зависимости. В зависимости от Н зад находим Qзад.

13Билет

1. Виды несовершенствованияскважин и его учет.

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.

Р азличают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.

Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис. б).

Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. в).

На практике чаще всего встречаются скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта (рис. г)

При расчете дебита скв их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в ф-лу Дюпюи коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений С: Величина коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И. В. Щурова. Ф-лу можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины r_с.пр.: Q_нс=2πkh(P_к-Р_с)/μ(lnR_к/r_c+С₁+С₂), k – коэф. проницаемости, μ - вязкость, h - толщина пласта, C₁-доб.филтр.сопр. за счет несов.скв. по степени вскрытия. C₂- по хар-ру вскрытия. С₁ и С₂ определяются по графикам Щурова.

С₁=f(hD; d/D; l₁/D), где D – диаметр скважины по долоту, h – число перфорационных отверстий на 1 м, d – диаметр перф. отверстий, l₁ – глубина проникновения пуль в породу.

C₂=f(относительного вскрытия пласта; отношения эффективной мощности пласта к диаметру по долоту)

Если гидродинамическое несовершенство скв хар-ризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически совершенной скв в равных условиях, то η=Q_нс/Q_c=ln(R_к/r_c)/ln(R_к/r_c.пр.), где η- коэф-т гидродинамического несовершенства скв.

2. Порядок определения диаметра трубопровода графоаналитическим методом.

Рядом задается диаметр di, рассчитывается скорость патока (wi=Qi/S=Qi/0,785d*dтр), рассчитае м критерии Re, определяем коэффициент гидравлического сопротивления (λ). Затем для каждого расхода находим ∆Н и строим график зависимости ∆Н(d).

3.

Р ежим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Снижение давления ниже зна­чения Р_н сопровождается выделением из нефти ранее растворен­ного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа сегрегирует (всплывает), накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку. Режим растворенного газа в чистом виде может проявиться в пласте, содержащем нефть, полностью насыщенную газом (начальное давление Р_пл=Р_н). Этот режим протекает в две фазы. В течение первой фазы депрессионная воронка каждой скважины расширяется до слия­ния с воронками других скважин или до естественной границы пласта (контура нефтеносности). Во второй фазе происходит общее снижение давления в залежи и на линиях слияния депрессионных воронок или на границе пласта. Для него харак­терны высокий темп снижения пластового давления (отборов нефти) и непрерывное изменение газового фактора (отношение расхода добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, к расходу дегазированной нефти): вначале увеличение до максимального значения, затем уменьшение. Если залежь ха­рактеризуется некоторым превышением начального давления Рпл над давлением Рн, то в начальный период при снижении дав­ления до значения Рн она работает за счет энергии упругости либо за счет энергий упругости и напора вод. Если Р₃<Рн, то энергия расширения газа сочетается с этими энергиями. Упруго-водонапорный режим.

Режим характе­рен для открытых резервуаров. Источником пластовой энергии является напор краевых или подошвенных вод. При низкой активности водонапорной системы источником энергии явля­ются упругое расширение нефти, законтурной воды и вес покрывающих нефтяной пласт пород, который в силу уменьшения давления в пласте уплотняет последний, выжимая воду и нефть из порового пространства.

Пластовое давле­ние выше давления насыщения. Смачивающей фазой, является вода.

При вскрытии скважиной залежи нефть в скважину вначале будет поступать в результате упругого расширения только нефти, находящейся в призабойной зоне пласта. Однако после того, как зона влияния пониженного давления в скважине дойдет до контура воды, она будет вытесняться в основном под влиянием расши­рения законтурной воды.

При упруго-водонапорном режиме в начальный период раз­работки пластовое давление и дебиты скважин по мере извлече­ния нефти падают быстро. Удельная добыча нефти на одну атмо­сферу падения пластового давления в начале эксплуатации обычно небольшая, в процессе эксплуатации начинает увеличиваться. Это объясняется ростом радиуса воронки депрессии вокруг сква­жин. С увеличением радиуса депрессии в работу вовлекаются все новые и новые объемы жидкости, обладающие большим за­пасом упругой энергии.

После снижения пластового давления до давления насыщения резко увеличивается удельная добыча на 0,1 МПа падения давле­ния. Последнее объясняется тем, что начинает выделяться сво­бодный газ, обладающий большим запасом упругой энергии.

Газовый фактор, который в период разработки с пластовым давлением выше давления насыщения оставался постоянным, после снижения пластового давления ниже давления насыщения начинает увеличиваться и упруго-водонапорный режим в центре залежи начнет переходить на типичный режим растворенного газа. Обычно в таких случаях на периферийных частях залежи скважины, продолжают еще некоторое время работать при упруго-водонапорном режиме.

При упруго-водонапорном режиме скважины рано или поздно неизбежно начинают обводняться. Дебиты нефти после появления в скважинах воды уменьшаются вследствие увеличения доли воды в жидкости. В конце концов крайние скважины обводняются пол­ностью, т. е. переходят на добычу чистой воды и выводятся из эксплуатации.

Обычно разработка залежи при упруго-водонапорном режиме протекает следующим образом. Вначале вся залежь находится под воздействием напора краевых вод. Нефть по периферии за­лежи вытесняется водой. Пластовое давление быстрее всего па­дает в центре залежи. Поэтому центральные скважины в первую очередь переходят на режим растворенного газа, который потом распространяется на всю залежь.

После истощения энергии растворенного газа по дренирован­ному пласту происходит неравномерное продвижение воды к центру залежи. Режим растворенного газа в одних частях залежи снова переходит в упруго-водонапорный только с очень низкими пластовыми давлениями, в других — на режим растворенного газа, на который накладывается эффект капиллярного вытесне­ния нефти водой.

Коэффициент извлечения нефти зависит от фильтрационных свойств пласта и может варьироваться - от 0,2 до 0,8.

Очень важно при упруго-водонапорном режиме не допускать перехода на режим растворенного газа. Для этой цели проводится искусственное поддержание пластового давления путем закачки воды в скважины, расположенные в законтурной части залежи, а если залежь большого размера и влияние закачки воды в закон­турные скважины не доходит до центральной части залежи, то ее разрезают нагнетательными скважинами на отдельные участки, и каждый участок разрабатывается с поддержанием давления как самостоятельная залежь.

При разработке залежи с поддержанием давления путем за­качки воды пластовое давление в процессе разработки остается постоянным, газовый фактор тоже постоянный.

Давление в пласте в процессе эксплуатации поддерживается несколько выше давления насыщения. Вследствие этого газ из нефти не выделяется и проницаемость коллектора для нефти до по­явления воды остается постоянной. Дебиты скважин постоянны и устойчивы. Изменяются только с изменением противодавления по воле оператора. Такой режим называется искусственным - жест­ким водонапорным режимом.

Коэффициент извлечения нефти достигает 50—70%. Поэтому в России месторождения с упруго-водонапорным режимом и с режимом растворенного газа в подавляющем большинстве случаев разрабатываются с применением искусственного заводнения. Зачастую высокая компенсация отборов жидкости закачкой воды приводит к резкому росту обводненности продукции в результате опережающего прорыва воды по высоко проницаемым разностям, что приводит к значительному снижению коэффициента извлечения нефти до 10 - 20%.

Газонапорный режим

Г азонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Режим растворенного газа

Р ежим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Условия существования режима растворенного газа следующие:

Pпл < Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения);

отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурнойводы;

отсутствие газовой шапки;

геологическая залежь должна быть запечатана.

Гравитационный режим

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Рис. 12. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме:

а — изменение объема залежи в процессе разработки; б — динамика годовых отборов нефти q_н,: 1— 3 — последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти;

При гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса.

Упругий режим

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (Pпл > Pнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу, т. е.

, (2.43)

где ΔV - приращение объема (за счет упругого расширения);

ΔP - приращение давления (понижение давления); V - первоначальный объем среды.

Поскольку отрицательному приращению давления соответствует положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус.

Твердый скелет пористого пласта при изменении внутреннего давления деформируется вследствие изменения объема самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутрипорового давления, что приводит к уменьшению пористости и к дополнительному вытеснению жидкости. Из экспериментальных данных известно:

для воды ;

для нефти ;

для породы .

Обычно для оценки сжимаемости пласта пользуются приведенным коэффициентом сжимаемости, который называют коэффициентом упругости пласта. Это усредненный коэффициент объемной сжимаемости некоторой фиктивной среды, имеющей объем, равный объему реального пласта с насыщающими его жидкостями, совокупное упругое приращение которых равно упругому приращению объема фиктивной среды.

Согласно определению можно найти упругие приращения объемов воды, нефти и породы для единичного элемента объема пласта

. (2.44)

где V - объем фиктивной среды, равный сумме объемов воды, нефти и твердого скелета пласта; V_п, V_в, V_н - общие объемы твердого скелета пласта и насыщающих его воды и нефти соответственно; β* - приведенный коэффициент упругости пласта.

Обозначая m, α_в, α_н соответственно пористость, водо- и нефтенасыщенность пласта, можем вместо (2.44) записать

, (2.45)

или

. (2.46)

Это и будет наиболее общее выражение для приведенного объемного коэффициента упругости пластовой системы.

Упругий режим, относящийся к режиму истощения, существенно неустановившийся. Давление в пласте по мере отбора жидкости падает. Для него характерны непрерывно разрастающаяся вокруг скважины воронка депрессии, систематическое падение дебита во времени при сохранении постоянства депрессии или систематическое увеличение депрессии во времени при сохранении дебита. Однако во всех случаях при упругом режиме газовый фактор должен оставаться постоянным по тем же причинам, что и при водонапорном режиме. Темп падения среднего пластового давления может быть различным в зависимости от общего запаса упругой энергии в пласте (от размеров окружающего залежь водного бассейна).

Несложно вывести приближенную формулу, описывающую падение безразмерного среднеинтегрального пластового давления Р при упругом режиме во времени t, при постоянном темпе отбора жидкости (q = const). Можно получить аналогичную формулу при переменном темпе отбора, когда функция изменения темпа отбора задана, например линейно возрастает или изменяется по любому другому закону. При q = const изменение давления Р(t) соответствует прямолинейному закону, т.е. прямой линии, но не проходящей через начало координат. При переменном темпе отбора

з акон изменения среднеинтегрального давления в пласте будет криволинейный.

Геологическими условиями, благоприятствующими существованию упругого режима, являются:

залежь закрытая, не имеющая регулярного питания;

обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами контура нефтеносности; отсутствие газовой шапки;

наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью;

превышение пластового давления над давлением насыщения.

Чтобы при приемлемом темпе снижения среднего давления в пласте Рпл за разумные сроки отобрать запасы нефти, нужно иметь очень большое отношение объема упругой системы к геологическим запасам нефти.

При разработке залежи в условиях упругого режима быстрое понижение давления происходит в пределах самой залежи, а во всей системе, питающей залежь упругой энергией давления (в законтурной области), снижается медленно.

Из сказанного не следует, что упругий режим и связанные с ними процессы играют незначительную роль при добыче нефти. При определенных благоприятных условиях весь запас нефти может быть извлечен за счет упругого режима (при большой упруго-водонапорной системе). Последний играет существенную роль при переходных процессах, возникающих в результате изменения режимов работы скважин. При этом в пласте происходят затяжные процессы перераспределения давления, протекающие по законам упругого режима.