|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Сжимаемость нефти. Объемный коэфф.Стр 1 из 10Следующая ⇒
Билет №2 1. Состав и свойстава пластовых жидкостей. Их использование при разработке месторождений. При освоении г/н месторождений часто встречаются случай, когда к скважине одновременно притекают и жидкость и газ. Это связано с обводнением газовых скважин, выпадение沉 淀 и частичный вынос конденсата, образование конуса锥 нефти из нефтяной оторочки边. Для интерпретации说 明 результатов исследования скважин, прогнозирование показателей разработки г/н месторождении, подсчета запасов нефти, а также обустройства г/н промыслов необходимы свойства пластовых нефтей. По у/в составу нефти подразделяются: - метановые (парафиновые) С4Н2n+2; - нефтеновые (С4Н2n); - ароматические芳 香 类. Свойства нефтей: 1. Плотность (зависит от состава нефти, Р, Т и кол-во растворенного газа)
Рнас –мах Р, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамич. равновесия.
Г-газовый фактор, т.е. отношение Vг при Тпл и Рнас растворенного в нефти к Vдегаз.н. (оъему дегазированной нефти), в- оъемный коэфф.
Сжимаемость нефти. Объемный коэфф.
3. Вязкость нефти [Па*с] Растворимость газов в нефти
5. Теплоемкость –отношение подведенного кол-ва теплоты в заданном термодин-ком процессе к соответствующему изменению его тем-ры 6. Теплопроводность -кол-во тепла необходимо через массы нефти без перемещения конвекции对 流 и теплообмена. Свойства пластовой воды:
G- содержание минералов
Тепловое расширение воды Объемный коэфф-т пластовой воды: где Vпл – удельный объем воды в пластовых условиях, Vн – удельный объем в стандартных условиях.
Исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации. Теоретические основы. Технология проведения. Интерпретация результатов Виды исследований на нестационарных режимах Исследования газовых скважин на нестационарных режимах фильтрации подразделяются на: – кривая восстановления давления (КВД); – кривая стабилизации давления и дебита (КСДиД); – гидропрослушивание. КВД представляет кривую, получаемую при закрытии скважины. До закрытия скважина работает с постоянным дебитом Q, время работы скважины до закрытия – Т, время восстановления давления – t0, значение забойного давления в момент закрытия – Рз0.
Методы обработки КВД зависят от граничных условий на скважине и в пласте и подразделяются на следующие виды: 1. Обработка КВД для бесконечного пласта при условии Т≥ 20∙ t0 ведется по следующей формуле
Для определения α и β строится график в координатах Рз2(t) – lgt
Начальные точки не принимаются во внимание, на них сказывается несколько причин: нарушение закона Дарси в призабойной зоне, закрытие скважины на устье, приток газа в процессе закрытия, “скин-эффект” и др. 2. При условии Т< 20∙ t и для бесконечного пласта КВД обрабатывается в соответствие с формулой – метод Хорнера.
3. Для случая ограниченного пласта КВД подчиняется уравнению вида:
Кривые стабилизации забойного давления и дебитов (КСДиД) скважин, т.е. зависимости Рз=Рз(t) и Q=Q(t) позволяют определить фильтрационно-емкостные свойства пласта. Технология проведения исследования: • Остановить скважину для полного восстановления давления до величины Ру.ст. • Процесс восстановления давления зафиксировать в виде КВД. • Подключить скважину в промысловый коллектор. • Пустить скважину в работу с предусмотренным технологическим режимом и фиксировать все процессы изменения устьевого давления и дебита до момента полной стабилизации давления и дебита – времени tст. • Замеры давления на устье и на ДИКТ при снятии КСДиД должны быть проведены манометрами, имеющими точность не менее 0, 01 атм.
Билет №3 Билет №4 Влажность природных газов Природный газ в пластовых условиях всегда насыщен парами воды, так в газоносных породах всегда содержится связанная, подошвенная или краевая вода. Обычно она выражается массой паров воды, приходящейся на единицу массы сухого газа (массовая влажность) или числом молей паров воды, приходящейся на моль сухого газа (молярная влажность).
Технология проведения ГРП Технология проведения ГРП заключается в совокупности следующих операций: l Подготовка скважины – исследование на приток или приемистость. l Промывкаскважины – скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. l Закачка жидкости разрыва. Эффективность ГРП. Эффективность ГРП определяется двумя параметрами: экономической и гидродинамической эффективностью. Оборудование применяемое при ГРП: Насосные агрегаты АН – 700 –предназначены для закачки жидкости разрыва, жидкости песконосителя и жидкости продавки. Тип и число агрегатов определяется исходя из параметров обрабатывемого пласта. Пескосмесительный агрегат – предназначен для транспортировки песка и приготовления пескожидкостной смеси. Автоцистерны – предназначены для транспортировки жидкости. Универсальная арматура устья ГАУ – 700, БМ – 700- обвязка агрегатов с устьем. Агрегат ЦА – 320 предназначен для подачи жидкости на пескосмеситель Емкость на 14 м3 для приготовления жидкости разрыва. В качестве рабочих жидкостей берут нефть или сульфит – спиртовую барду. Для заполнения трещин при ГРП применяют кварцевый песок с размером зерен 0, 5 – 0, 8 мм.Количество песка обычно берут от 8 до 20 тонн. Билет №5
Билет №6 1. Фильтрационно-емкостные свойства газонефтеносных пластов. Методы их определения. Неоднородность 1) Пористость – отношение суммарного объёма пор к общему объёму образца. Опр-ют : -гидродинамика; - геофизика(КВД); - лабораторный. Полная пористость отношение общего объёма пустот к объёму образца; m=Vпор/Vобр=1-Vз/Vоб=1-rоб/rзерна Vпор – определяется путём взвешивания сухого образца с последующим насыщением его под вакуумом жидкостью и взвешиванием: Vпор=(Мнасыщ-Мсухого)/rжидк; Определение массы порошка сухого образца и пикнометра с водой и порошком. Объём зёрен: V=(M1-M2-M3)/rводы; где М1 – масса пикнометра с водой; М2 – масса пикнометра с водой и порошком; М3 – масса порошка Открытая пористость: mo – отношение объёма сообщающихся между собой пор к общему объёму образца породы mo=Vо.пор./Vобр; Эффективная пористость mэф – отношение эффективного, т.е. насыщенного жидкостью, объёма пор, к объёму образца mэф=Vэф/Vоб; Сухой образец взвешивают, насыщают керосином, потом вытесняют керосин. Объём вытесненного керосина принимают эффективному объёму пор образца. Vэф=(M1-M2)/rк, где M1, M2 – массы образца после насыщения керосином и после его вытеснения. Динамическая пористость: mд – отношение предельного极 限 объёма воды, вытесняющей нефть или газ к объёму образца: mд=(Vк-Vн)/Vоб; где Vн, Vк – начальный и конечный объём воды в образце. Трещиноватость – рассечённость极 限 горных пород мелкими трещинами: Mт=bl/F; b – раскрытость трещин; l – длина трещин; F – площадь шлифа. 2) Просветность (поверхностная пористость) S- отношение площади S всего сечения: S(n)=Sпл/S 3) Удельная поверхность пород U – отношение площади поверхности пустого пространства пористой среды Sп по всему оъему пористой среды V.: U=Sп/V 4) Проницаемость [1 м2] – свойство пористой среды пропускать через себя жидкость или газ Абсол. проницаемость- проницаемость пористой среды, которая опред-на при наличии в ней лишь одной фазы. Эффективная проницаемость пород для данной жидкости или газа при движении в них многофазных систем или наличие в порах подошвенной жидкости, а так же для жидкости, если влияние молекулярных сил между жидкостью и породой существенно. Для оценки проницаемости газа и нефти обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси: V=Q/F=k*1/m*DP/DL
k=QmL/FDP; где Q – расход жидкости; F – площадь поперечного сечения породы; DP – перепад давления. kг=2QmPатL / F(P12-P22); kф=QфmфL / FDP
4) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформации) Насыщенность
6) Неоднородность пласта хар-ся коэфф-том анизотропии пласта: Если Кв=1мД и Кг=100мД следуем, что Либо определяют по результатам ГДИ скважин. Для газа это достаточно, а нефть не пойдет, т.к. в силу трения (вязкости) это недостаточно ей. Изготавливают образец керна перпендикулярно к направлению отбора керна. Потом на установке пропускают газ под различным углом расположения керна. Снимается индикаторная кривая. Плунжерный лифт Пена удаляет воду. Когда идет пена, тогда значит ПАВ добавляет вода. Конценьрация пены 0, 5 - 0, 85 , если больше 0, 85, то газ (воздух) получается; если меньше 0, 5, то жидкость с бузыльным газом.
Билет №7
Сущность процесса сепарации n Разделение газовых дисперсных потоков с выделением капель жидкости и/или твердых частиц осуществляется следующими способами: n осаждение под действием силы тяжести; n осаждение под действием центробежной силы; n осаждение под действием инерционных сил; n орошение (мокрая очистка); n фильтрование; n осаждение под действием электрического поля; n разделение под действием акустического (волнового) поля.
Принципиальная технологическая схема установки НТС
Билет №8 1. Современное представление о законах фильтрации жидкостей и газов в нефтегазоводоносных пластах. Отклонения от линейного закона фильтрации.
2. Проектирование разработки газоконденсатных месторождений на истощение. Особенности фазовых превращений. Проблема конденсатоотдачи. Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений— возможность в результате снижения давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Конденсат — ценное сырье для химической промышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение конденсата из пласта при рациональной системе разработки месторождения. В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления) как чисто газовые или с поддержанием давления в пласте. Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных, по сравнению с другими методами, затратах. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным. Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения. Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (сайклинг-процесс) обеспечивает наиболее высокую конденсато- и газоотдачу месторождения. В начальный период разработки месторождения с помощью сайклинг-процесса товарный продукт — конденсат, при этом осушенный (отбензиненный) газ возвращается в залежь. После извлечения основного количества конденсата месторождение разрабатывается как чисто газовая залежь на истощение. Применяют процессы различных видов — полный сайклинг (с закачкой всего добываемого газа), неполный сайклинг (с возвращением в пласт части добываемого газа), канадский сайклинг (газ закачивается в летний период, а отбирается в период наибольшего потребления).
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ В процессе разработки месторождений в пластах непрерывно изменяется давление, количественное соотношение газа и нефти. Это сопровождается непрерывными изменениями состава газовой и жидкой фаз со взаимным их переходом. Особенно интенсивные процессы таких превращений происходят при движении нефти по стволу скважины. Из-за быстрого падения давления из нефти выделяется значительное количество газа, и около устья поток превращается иногда в тонкодисперсную взвесь капель нефти в газовой среде. Дальнейшее движение нефти к потребителю также сопровождается непрерывными фазовыми превращениями, например, из нефти, уже не содержащей газ, стараются извлечь и уловить наиболее летучие жидкие фракции для уменьшения потерь нефтепродуктов от испарения при хранении их в резервуарах. Естественные углеводородные системы состоят из большого числа компонентов, причем это не только углеводороды парафинового ряда, но и углеводороды, относящиеся к другим группам. Фазовое состояние смеси углеводородов зависит от ее состава, а также от свойств индивидуальных компонентов. Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.21) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической ) точкой. Прежде чем перейти к обсуждению особенностей этой диаграммы, дадим определение некоторых важных физических понятий, связанных с этой диаграммой. «Критическая точка» (точка К на рис. 21) соответствует значениям давления и температуры, при которых свойства каждой фазы становятся идентичными. «Критическая температура» — температура, соответствующая критической точке. «Критическое давление» — давление, соответствующее критической точке. «Интенсивные свойства» — это такие свойства, которые не зависят от количества рассматриваемого вещества. «Экстенсивные свойства» — свойства, прямо пропорциональные количеству рассматриваемого вещества. «Кривая А точек начала кипения» — кривая, проходящая через точки, соответствующие, давлениям и температурам, при которых при переходе вещества из жидкого состояния в область двухфазного состояния образуется первый пузырек газа. «Кривая точек росы b » — кривая, проходящая через точки, соответствующие давлению и температуре, при которых при переходе вещества из парообразного состояния в область двухфазного состояния образуется первая капелька жидкости. «Двухфазная область» — область, ограниченная кривыми точек начала кипения и точек росы, внутри которой газ и жидкость находятся в состоянии равновесия. «Крикондентерм» ( М ) — наивысшая температура, при которой жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.
«Криконденбар» (N) — наибольшее давление, при котором жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии. «Ретроградная область» (закрашенная площадь на рис. 21) — любая область, в пределах которой конденсация или парообразование происходят в направлении, обратном обычным фазовым изменениям. «Ретроградная конденсация» (ограничена кривой KDM) означает, что жидкость конденсируется или при снижении давления при постоянной температуре (линия ABD), или при увеличении температуры при постоянном давлении (линияFGA «Ретроградное испарение» (ограничена кривой NHK) означает, что образование пара происходит при уменьшении температуры при постоянном давлении (линия AGF) или при увеличении давления при постоянной температуре (линия DBA). «Линия постоянного объема» (качественные линии) — линии, проходящие через точки одинакового объемного содержания жидкости внутри двухфазной области. Из рассмотрения рис. 21 могут быть сделаны некоторые важные наблюдения. Кривая точек начала кипения и кривая точек росы сходятся в критической точке. Кривая точек начала кипения соответствует 100% содержания жидкости в системе, а кривая точек росы —100% содержания газа. Заштрихованные площади соответствуют области ретроградных явлений. Площадь, ограниченная кривыми, проходящими через точки KBMD, соответствует области изотермической ретроградной конденсации. Билет №10
Билет №11 Водонапорный режим При водонапорном режиме основным видом энергии, продвигающей нефть по пласту, является напор краевых (или подошвенных) вод.На начальном этапе разработки с увеличением числа скважин, вводимых в эксплуатацию, наблюдается рост добычи нефти вплоть до достижения намеченного проектного уровня. В дальнейшем, при поддержании добычи на достигнутом уровне наблюдается также стабилизация пластового давления, а затем, по мере появления наступающей краевой воды, количество воды в жидкости возрастает, а добыча нефти соответственно снижается. В результате обводнения часть скважин выбывает из эксплуатации, что приводит к снижению общего отбора жидкости и некоторому повышению пластового давления. В связи с дальнейшим нарастанием обводнения и непрерывным снижением добычи нефти возникает необходимость в увеличении отбора жидкости (форсировке), вплоть до полного отбора нефти. Пластовое давление в каждый данный момент зависит от текущего отбора жидкости. Газовые факторы остаются низкими и постоянными, соответствующими количеству растворенного газа в нефти, если в результате отбора жидкости давление не падает ниже давления насыщения нефти газом. Эффективность водонапорного режима зависит от размеров водонапорной системы, коллекторских свойств пласта и гипсометрической разности между глубиной залегания продуктивных пород и высотой выхода их на поверхность. При эффективном водонапорном режиме ширина водонапорной системы (если считать от внешней границы залежи нефти до выхода пласта на поверхность) обычно составляет не менее 15-25 км, а проницаемость пород - не менее 1, 02 - 10-12 м2. Классическим примером проявления водонапорного режима на месторождениях России, где он и был детально изучен (Н. Т. Линдтропом), являются пласты XIII и XVI Новогрозненского месторождения. При эффективном водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0, 65-0, 80, в зависимости от коллекторских свойств пород и других факторов. Интенсивность проявления водонапорного режима зависит не только от указанных выше природных факторов, но и от темпа отбора жидкости из пласта в целом, а также из отдельных его участков. Опыт разработки месторождений с водонапорным режимом показал, что естественные условия режима нередко сохраняются при годовом отборе жидкости из пласта не более 6 % от промышленных запасов нефти в залежи. Эта средняя цифра, конечно, может изменяться в зависимости от свойств коллектора, содержащего залежь, и свойств жидкостей и газов, насыщающих его. Если необходимо осуществлять большой отбор жидкости из пласта, нужно прибегать к искусственному воздействию на пласт, чтобы предотвратить падение давления ниже давления растворимости газа в нефти и переход на менее эффективный режим работы пласта. Упруго-водонапорный режим Упругие силы могут проявляться при любом режиме. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный режим, а как фазу водонапорного режима. В период проявления этой фазы основным источником энергии является упругость жидкости (нефти и воды) и породы. Упруго-водонапорный режим наиболее ярко проявляется при плохой сообщаемости (при отсутствии сообщения) нефтяной залежи с областью питания или при весьма значительной отдаленности (50-100 км) области питания от залежи нефти. Упруго-водонапорному режиму свойственны те же характерные черты, что и водонапорному, однако при эффективном водонапорном режиме в случае неизменяющегося отбора жидкости установившееся динамическое давление в пласте остается также стабильным (до момента изменения режима отбора жидкости из пласта), а при упруго-водонапорном режиме даже в случае стабильного темпа отбора жидкости из пласта оно непрерывно снижается. Таким образом, пластовое давление при этом режиме в каждый момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отбора жидкости из пласта. Следовательно, рост добычи нефти при этом режиме зависит от темпа ввода скважин в эксплуатацию: чем он медленнее, тем ниже оказываются начальные дебиты скважин, так как скважины вскрывают залежь в условиях более низкого пластового давления. В этом случае достигнутая текущая добыча нефти будет ниже по сравнению с добычей при более быстром вводе скважин в эксплуатацию. При этом режиме наблюдается быстрое снижение пластового давления и добычи нефти, несмотря на то что число эксплуатационных скважин еще продолжает увеличиваться. Газовый фактор является постоянным до момента снижения пластового давления ниже давления насыщения. При снижении пластового давления ниже давления насыщения газовый фактор растет, нефть, теряя растворенный газ, становится более вязкой и вследствие этого общая добыча нефти начинает снижаться в более быстром темпе. По сравнению с водонапорным упруго-водонапорный режим менее эффективен: коэффициент нефтеотдачи колеблется в пределах 0, 5-0, 7. Для обеспечения соответствующих отборов нефти при этом режиме необходимо проводить мероприятия по воздействию на пласт. Этот режим наблюдается на ряде месторождений восточных районов России (Туймазы, Ромашкино) и др. Режим растворенного газа При режиме растворенного газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. В процессе эксплуатации залежи дебит (после достижения некоторого максимума) и давление непрерывно снижаются. Давление в каждый момент зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. При этом режиме по мере нарастания числа скважин, вводимых в эксплуатацию, происходит одновременное снижение начальных и текущих дебитов скважин. После достижения максимальной проектной добычи, еще до ввода в эксплуатацию намеченного числа скважин, начинается значительное снижение дебитов. Прирост добычи за счет ввода новых скважин не покрывает снижения общей добычи. Газовые факторы уже в начальную стадию разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте (в результате падения пластового давления) свободного газа даже в количестве 7 % (от объема пор) сильно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима. Далее добыча нефти продолжает снижаться и особенно быстро по мере выбытия из эксплуатации части скважины. По мере истощения залежи газовый фактор резко снижается, дебиты скважин становятся низкими и продолжают медленно падать вследствие перехода на гравитационный режим. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа составляет 0, 2-0, 4. При этом режиме контурные воды не продвигаются или же продвигаются и внедряются в залежь весьма незначительно по сравнению с отбором нефти из нефтяной зоны. Это обусловлено плохими коллекторскими свойствами пласта в приконтурной части залежи нефти и взаимодействием вод и пород в приконтурной зоне пласта. Поэтому даже в начальном положении контур нефтеносности не совпадает с изогипсами, а сечет их, что наблюдалось, например, в северо-восточной части залежи нефти (пласт С2) Апшеронского месторождения (Майкопский район). Обычно режим растворенного газа присущ пластам со значительной фациальной изменчивостью, в которых вертикальная проницаемость хуже горизонтальной и структура характеризуется небольшими углами наклона. Как уже указывалось, этот режим может частично проявляться в пластах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки в том случае, когда высокие дебиты скважин не соответствуют скорости продвижения контурных вод или контакта газ-нефть, что приводит к снижению давления ниже давления растворимости газа и нефти. Гравитационый режим При гравитационном режиме движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Напорно-гравитационный режим наблюдается в том случае, когда пласт характеризуется высокой проницаемостью и более или менее круто наклонен, что облегчает продвижение нефти в его пониженные части. При этом режиме дебиты скважин, особенно тех, которые расположены далеко вниз по падению пласта, могут быть более или менее значительными, что соответственно обусловливает и более высокий коэффициент нефтеотдачи. Например, по пласту вилькокс (месторождение Оклахома-Сити, США), имевшему режим растворенного газа, к моменту истощения газовой энергии и началу гравитационного режима нефтеотдача составляла всего 23%; благодаря высоким коллекторским свойствам пласта и благоприятным условиям проявления гравитационного режима конечная нефтеотдача пласта достигла почти 50 %, т. е. за счет гравитационного режима получено 27 % от промышленного запаса нефти. Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти обычно наблюдается в пластах с пологим залеганием и плохими коллекторскими свойствами. В этом случае уровни в скважинах обычно находятся ниже кровли пласта. Нефть притекает лишь из площади, находящейся в зоне расположения данной скважины, в результате чего образуется свободная поверхность нефти, определяющаяся линией естественного «откоса». Нефтеотдача при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0, 1-0, 2 (например, для девонских отложений Ухтинского месторождения). В нефтеносных пластах с недостаточным напором краевых вод (или при отсутствии его) в последней стадии эксплуатации сила тяжести обычно является единственным фактором, обусловливающим продвижение нефти по пласту к забоям скважин, т. е. наблюдается переход на гравитационный режим работы пласта.
Билет №13 Его нет Билет №14
Билет №15 Нету
Билет №16
Билет №17 Вопрос Вопрос Режимом нефтегазоносного пласта называют характер проявления его движущих сил, зависящих от физико-геологических природных условий и мероприятий, проводимых при его разработке и эксплуатации. О режиме пласта судят по характеру изменения во времени его дебита и пластового давления, характеру изменения давления в зависимости от отбора жидкости и т. п. Режим пласта - сложный комплекс проявлений его движущих сил, который еще более усложняется в процессе разработки и эксплуатации. Для всестороннего познания режима пласта необходимо изучить не только литолого-физические свойства его, но и промысловые данные, характеризующие пластовое давление, дебиты нефти, газа, воды, динамику продвижения контура нефтеносности и т. п.
Знание режима нефтеносного пласта необходимо для проектирования рациональной системы разработки и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр К настоящему времени установлено, что нефтяной или газовый пласт по всей площади представляет собой единую гидравлически связанную систему (если он не разбит тектоническими нарушениями на отдельные блоки и не имеет линзовидного строения). Поэтому влияние эксплуатации скважин распространяется не только на нефтегазоносную область, но и на окружающую ее водонапорную область вплоть до границ пласта. Следовательно, запасы энергии и силы, действующие в залежи и обеспечивающие приток нефти и газа к забоям скважин, необходимо рассматривать в связи со строением всей залежи и окружающих ее областей, а также в связи со свойствами жидкостей и пород всего нефтяного пласта. Источниками пластовой энергии, под действием которой нефть и газ притекают к забоям скважин, являются энергия напора пластовых вод, энергия свободного и выделяющегося при понижении давления из нефти растворенного газа, энергия упругости сжатых пород и жидкостей и энергия напора, возникающего за счет силы тяжести самой нефти.
Нефть и газ могут двигаться в результате проявления как одного основного, так и нескольких видов пластовой энергии одновременно; эффективность действия напора краевых вод определяется величиной превышения выходов пласта над устьем скважины, а также пропускной способностью пород (их проницаемостью) и вязкостью жидкости. При хорошей проницаемости пород, достаточной подвижности жидкости в пласте и соответствии отборов жидкости пропускной способности пластовой системы при данном напоре энергия напора краевой воды может проявляться систематически и длительное время. Весьма важную роль в процессах движения нефти и газа в пласте играет энергия упругости пластовой водонапорной системы. Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромными, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором движения нефти к забоям нефтяных скважин. Энергия газа проявляется в виде упругой энергии сжатого свободного газа при наличии газовой шапки или в виде энергии выделяющегося из нефти растворенного в ней газа при понижении давления. Запасы энергии сжатого газа в залежи обычно ограничены и зависят от объема газовой шапки, запасов нефти, соотношений объемов газоносной и нефтеносной зон пласта, величины пластового давления, растворимости газа в нефти. Энергия напора, возникающего за счет силы тяжести пластовых жидкостей, проявляется в тех случаях, когда пласты залегают под н Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-07-12; Просмотров: 1098; Нарушение авторского права страницы
, 
В пластовых условиях 
с учетом растворенного газа определяем по формуле: 
[1010 Па-1]; Объемный коэфф-т 
Г-溶 解 气 油 比 
, где 
- объем н. и г., 
- коэфф-т растворимости [м2/н]
.
, где 
- продолжительность теплопередачи, 
- коэфф-т теплопроводности.
. С ростом минерализации (кол-во растворенных солей) и Р, Т, плотность воды увеличивается, а с увеличением тем-ры уменьшается плотность.
- коэфф-т сжимаемости.На 
влияет растворимость природного газа в воде.
.
, 
Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной: 
Содержание остаточной воды в газоносных коллекторах составляет 20-30%. Вода удерживается в порах в основном капиллярными и адсорбционными силами. Водонасыщенность определяется прямыми методами (пергонки, титрирование) и косвенными методами (измерение копилярного Р, по электропроводимости)
СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПРЕВРАЩЕНИЙ 
