Гравитационным режим

Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтя­ном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа.

Все породы, содержащие нефть и газ, залегают под некото­рым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместить­ся вниз по направлению падения пластов.

Чем больше угол наклона пласта, тем большую энергию си­лы тяжести имеет находящаяся в нем нефть.

При крутых углах падения пластов наибольший дебит неф­ти дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта. При гравитационном режиме добыча нефти из залежи ведется механизированным способом. Добыча нефти ведется до тех пор, пока эксплуатационные затраты окупаются добытой нефтью.

Следует отметить, что нефтяная залежь редко когда работа­ет с начала и до конца разработки на одном режиме, В процессе разработки нефтяной залежи на ней постоянно ведутся исследо­вательские работы, по результатам анализа которых вносятся соответствующие коррективы.

Гравитационный режим не имеет практического примене­ния, но он важен для правильного понимания процессов, проис­ходящих в нефтяных залежах при их разработке.

Решающее значение гравитационный режим имеет при шахтной добыче высоковязкой нефти.

Газовые залежи могут разрабатываться при водонапорном, газовом и смешанном режимах.

8. Приток жидкости и [аза к скважинам

Приток нефти, газа, воды и их смесей к забоям скважин происходит при образовании па забое скважин давления меньше-

Г).И. Кулш

!. Оси/

чефте

опромысловоро деле

Глапа VII. Осповт

нефти в

Задаваясь различными значениями Rv и решая уравне­ние (29) относительно Р„„ (при условии Р^6 = const), получим изменение давления а любом направлении вокруг скважины при установившемся притоке в виде логарифмической кривой (рис. 25), называемой воронкой депрессии.

го, чем в продуктивном пласте. При разработке нефтяных зале­жей приток нефти (жидкости) и газа к скважинам происходи! по радиально сходящимся к скважинам линиям.

По мере приближения жидкости и газа к скважине площади этих поверхностей непрерывно уменьшаются, а скорости фильт­рации жидкости при постоянном расходе непрерывно увеличи­ваются, достигая максимума у стенок скважины. Таким образом, на перемещение единицы объема жидкости в направлении сква-жипы должны непрерывно возрастать затраты энергии и связан­ные с этим перепады давления на единицу длины пути.

Скорость фильтрации жидкости в пористой среде, согласно закону А. Дарси (французский инженер), прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидко­сти:

_V=Q.=L.^!L ₍27)

F ц Ы

где и - скорость линейной фильтрации; Q - объемный расход жидкости через породу за lc; F - площадь фильтрации; к - ко­эффициент проницаемости породы; ц - вязкость жидкости; АР -перепад давления; Д^ - длина элемента фильтрации жидкости. Коэффициент проницаемости из уравнения (27) будет

" FAP'

На расстоянии г от центра скважины площадь фильтрации F -2itr-h, а длина элемента А/-Дг; подставляя эти значения в формулу (27), получим

Д/. = -^-^ (28)

Рис. 25. Кривые распределения давления в пласте вокруг добы­вающей скважины

2лгЮг Аг

Подставляя значения АР - Р_пч - Р_заб и Аг = F_K — г_с, получим

Ои

Как видно из рис. 25, основной перепад давления в пласте происходит в непосредственной близости от скважины. По мере удаления от нее кривая распределения давления выполаживается, ворит о значительном уменьшении скоростей фильтрации нием от скважины. Записав уравнение относительно Q, по-

(29)

Р — Р = h ^п" " inRh

ы, м³; f.i - вязкость

где Q - дебит скважины, м³; /.i - вязкость жидкости, Па^с; R_t -радиус контура питания, м; J? - коэффициент проницаемости пла- что ста, м²; h - толщина продуктивного пласта, м; г_с - радиус сква- еда

В.И. Кудшюп. Основы нефтегтонромы

о Нала

Глага VII. Оспе

нефти водом и

лучим уравнение Ж. Дюпюи для радиэлыю установившегося притока однородной жидкости в скважину:

Q=^2xm^~^-- 00)

Данное уравнение применимо для так называемой гидроди­намически совершенной скважины.

м

За гидродинамически совершенную скважину в нефтепро­мысловой практике принимают скважину с открытым забоем, где фильтрационные потоки движутся к скважине параллельно друг другу, кровле и подошве пласта (рис. 26 а).

	'// /А	л\	y//s/	'//А/, /
у/////	/////	/////

'///////////////////////

'//////////Л	-У	'///	V///		у///////////.		у///		//
.■.■.V.V.-.WJ
.■■У:):-: ":/#:?				щ
у/////////////			/////	///А	{//////////////			////		///

Рис. 26. Виды гидродинамического несовершенства скважин

Скважины чаще всего гидродинамически несовершенны. Гидродинамическое несовершенство скважин проявляется по­явлением дополнительных сопротивлений, возникающих в при-забойной зоне у стенок скважины вследстпие отклонения пото­ка жидкости от плоскопараллелыюго, а также в результате сгу­щения линий токов у перфорационных отверстий, вызывающих местное повышение скоростей движения жидкости.

Бывают гидродинамически несовершенные скважины по степени вскрытия, где продуктивные пласты вскрывают не на всю толщину (рис. 26 б). Линии тока к этим скважинам от кровли

до забоя параллельны, а ниже уровня забоя искривляются, в результате чего возникают дополнительные гидравлические со­противления. По характеру вскрытия большая часть скважин яв­ляется гидродинамически несовершенной. При этом вскрывается продуктивный пласт па всю его толщину, но сообщение с ним происходит через перфорационные отверстия в эксплуатацион­ной колонне (рис. 26 в).

Встречаются также скважины несовершенные и по степени, и по характеру вскрытия (рис. 26 г).

Уравнение движения жидкости в несовершенную скважину описывается следующей формулой:

(31)

M(\nRjr_c+c) '

где Q - дебит жидкости гидродинамически несовершенной сква­жины и по характеру, и по степени вскрытия.

Отношение дебита жидкости гидродинамически несовер­шенной скважины к дебиту жидкости гидродинамически совер­шенной при равных условиях называется коэффициентом гидро­динамического несовершенства скважины, который всегда мень­ше единицы, то есть выражается в долях от 1:

Q JnRj^ ₍₃₂)

Q 1пЛ_к/г_с+с' где Q -дебит гидродинамически совершенной скважины.

По коэффициент с трудно определить, так как неизвестно, сколько отверстий образовалось в результате перфорации, какая глубина и диаметр этих отверстий. Поэтому вместо гидродина­мически несовершенной скважины принимается гидродинамиче­ски совершенная скважина с меньшим радиусом. Радиус этой ус­ловной скважины называется приведенным, а дебит ее