Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Жестководонапорный режим



При жестководонапорном режиме движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих постоянное пополнение из поверхностных источников за счет атмосферных осадков, талых

вод, водоемов или за счет искусственной закачки воды в нагнетательные скважины.

При жестконапорном режиме

где Рпл - среднее пластовое давление, Рнас - давление насыщения. При условии Рпл > Рнас свободного газа в пласте нет, и через

горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 23) гидродинамически связан с областью отбора нефти 1 и с областью питания 3, который может быть руслом реки и так далее.

Рис. 23. Схемы геологических условий существования естественного водонапорного режима: 1 - нефтяной пласт, 2 - проницаемый коллектор, 3 - водоем, 4 - нефтяные скважины

В результате процессов горного образования пористый и проницаемый пласты (в случае, показанном на рис. 23) имеют выход на дневную поверхность в районе русла 3, из которого происходит постоянная подпитка пласта водой (и, соответственно, пополнение энергией) при отборе нефти через скважины 4.

В подобных залежах пластовое давление обычно равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Необходимо отметить, что пластовое давление при этом в начальный период разработки залежи падает, а затем иыравнивается и в дальнейшем остается практически постоянным при определенных темпах отбора жидкости из залежи (4-8% от утвержденных извлекаемых запасов нефти в год).

При этом режиме, как правило, устанавливаются стабильные во времени дебиты жидкости из скважин, пластовое давление и газовый фактор.

Постоянство газового фактора объясняется тем, что при Рт > Рнас выделение газа в пласте не происходит и из каждой добытой тонны нефти извлекается газ, который в ней был растворен в пластовых условиях (рис. 24). Обводнение скважин при этом режиме происходит сравнительно быстро.

Рис. 24. Изменение во времени основных характеристик водонапорного режима: Рпл- пластовое давление, МПа; Q - дебит жидкости, т/с; Гф - газовый фактор м/т

При искусственном водонапорном режиме постоянный напор воды, который вытесняет нефть, создается за счет закачки воды через специальные нагнетательные скважины.

При жестководонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) должно быть равно количеству поступившей в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях (при естественном водонапорном режиме). То же самое и при искусственном водонапорном режиме (с k = 1,5-1,6 на потери в поверхностных условиях и в пласте).

При жестконапорном режиме разработка залежи прекращается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта вместо нефти извлекается в основном вода.

Следует отметить, что полного вытеснения нефти, поступающей с водой, не происходит. Нефть и вытесняющая ее вода движутся в направлении добывающих скважин одновременно. Но в связи с разностью вязкостных свойств нефти и воды вода, имеющая меньшую вязкость, чем нефть, будет опережать нефть, и, соответственно, ее количество в движущемся потоке (нефть, вода) будет постоянно увеличиваться. Чем выше вязкость нефти, тем значительнее разнятся вязкостные свойства нефти и воды и тем быстрее начнется увеличение воды в движущемся потоке жидкости (нефть, вода) и, соответственно, раньше начнется опережающий прорыв воды к забою нефтедобывающих скважин. Все это в конечном счете приводит к снижению нефтеизвлечения из залежи. В случае, когда в нефтяных скважинах будет добываться чистая вода, это не значит, что вся нефть вытеснена.

В порах и микротрещинах останется неизвлеченная нефть. Одним из основных показателей эффективной разработки нефтяной залежи является коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи). Коэффициент нефтеизвлечения - это отношение извлеченного количества нефти из залежи к начальным запасам нефти. При водонапорном режиме (естественном и искусственном) коэффициент один из высоких. Из залежи может быть извлечено 50-70% от начальных запасов нефти, то есть Кн =0,5-0,7, а в некоторых случаях и выше.

При упруговодонапорном режиме движущейся силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящихся в ней. Упруговодонапорный режим еще называют упругим.




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.