3.Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.

Формула Дарси:

где Кф – коэф. фильтрации – зависит как от природы пористой среды, так и от св-в фильтрующейся жидкости. Имеет размерность скорости и хар-ет скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора. Применяется только для однородной ж-ти.

Для разработки месторождений наибольшее значение имеет плоскорадиальный тип течения (приток к скважине). Формула Дюпии:

где К – коэф проницаемости, который не зависит от св-в ж-ти и является динамической хар-кой только пористой среды. Размерность или 1 Д (Дарси) =1,02* .

Коэф фильтрации и проницаемости связаны м/ду собой соотношением:

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 7

1.Технология глушения скважин.

Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене скважинной жидкости на жидкость глушения, направленных на прекращение притока жидкости из пласта.

При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости глушения и ее физические и химические параметры. Жидкость глушения должна обеспечить надежное противодавление на продуктивный пласт, не допускающее появление нефтегазоводопроявлений и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта с целью последующего быстрого освоения. Основными компонентами жидкости глушения являются:

- соли – для снижения интенсивности набухания глин;

- полимеры и гидрофобизирующие ПАВ – повышение вязкости и снижение фазовой проницаемости по воде для предотвращения поглощения жидкости;

- твердая дисперсная кислоторастворимая фаза (напр. Мел)– тоже, только для высокопроницаемых коллекторов.

- ингибиторы коррозии и ингибиторы солеотложения.

Плотностью жидкости подбирается таким образом, чтобы забойное давление на 5-10% превышало пластовое.

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

2.Системы сбора нефти, газа и воды на морских месторождениях, расположенных вдали от берега.

1 -экспл скважины, 2- автомат понижающий устьевое давление (АПУП) на нем происходит разделение потока газа от жидкости. В и н-ть идет дальше, 3-резервуары для сбора нефтяной эмульсии, 4,8- насосные установки, 5 установка подготовки нефти, 6-автоматизированная замерная установка товарной нефти,7-резервуары для сбора товарной нефти, 9-КНС, 10-нагнетательная скважина, 11-Дожимная компрессорная станция, 12- площадки для эксплуатации м/я, 13- техническая площадка, 14-подводный нефтепровод, 15-подводный газопровод.