Тема №1. Источники пластовой энергии. Приток нефти к скважине

1 2 3

ВВЕДЕНИЕ

Всего в России около 160 тысяч скважин:

ИЗ НИХ: – 101 тысяча – в работе,

– 59 тысяч – в бездействии, простое и консервации.

Q_н = 7т/сут.

На 1 т. нефти – более 4 тонн воды.

Классификация нефтяных залежей

1. По величине извлекаемых запасов (млн т):

· мелкие (менее 10)

· средние (10 ÷ 30)

· крупные (30 ÷ 300)

· уникальные (более 300).

2. По начальному значению дебита (т/сут.):

· низкодебитные (до 7)

· среднедебитные (7 ÷ 25)

· высокодебитные (25 ÷ 200)

· сверх высокодебитные (более 200).

Тема №1. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ. ПРИТОК НЕФТИ К СКВАЖИНЕ.

К источникам пластовой энергии относятся:

1) энергия давления в пласте;

2) энергия упругих деформаций скелета породы – коллектора;

3) энергия упругого расширения жидкости;

4) энергия растворенного в нефти газа;

5) энергия «газовой шапки» пласта

6) гравитационная энергия флюида в пласте.

7) Комбинированные источники энергии

УРАВНЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ И ПРИТОКА НЕФТИ К СКВАЖИНЕ:

ВЫВОД:

1 допущение: Пласт однороден; проницаемость пласта k = const; пласт имеет одинаковую толщину hhhррhрh; вязкость жидкости m не меняется. Процесс изотермический.

Фазовых переходов при фильтрации – нет (не выделяется газ; не выпадает парафин). Фильтрация подчиняется закону Дарси:

Связь между дебитом, площадью и скоростью фильтрации:

F = 2p× r ×h

Q =

Разделим переменные:

Интегрируем от радиуса контура до контура питания:

Лограифмируем:

“ОТЧЕ НАШ” (ПО ДЮПЕИ)

THE END…

РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Под режимом разработки месторождения понимают совокупность природных и техногенных факторов, определяющих закономерности фильтрации жидкости и газа в пласте.

1) ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ:

1. P_пл > Р_нас.

2. Имеется внешний источник питания (например, подрусловые воды рек)

3. Хорошая гидродинамическая связь нефтяной и водонасыщенной части пласта.

Газовый фактор скважины – это отношение

дебита газа к дебиту нефти:

ПРИМЕР.

ТАТ: Ромашкинское м/е: Г_н.пл.н.= 48 м³/м³, Р_нас = 9 Мпа;

ЗапСиб: Варьёганское м/е: Г_н.пл. = 300м³/м³, Р_нас = 20Мпа.

КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ: отношение извлеченной нефти к запасу:

;

В Грозненской области h_н.о. = до 0,5 и более.

2) УПРУГИЙ РЕЖИМ:

1. Р_пл>P_нас.

2. Отсутствует гидродинамическая связь с источником питания (замкнутая залежь)

ОБЬЕМ ПОР УМЕНЬШАЕТСЯ, НЕФТЬ ВЫДАВЛИВАЕТСЯ НА ПОВЕРХНОСТЬ.

При реализации упругого режима фильтрация

нефти происходит в основном за счет

действия двух факторов:

Упругого сжатия породы – коллектора при снижении пластового давления за счет веса вышележащих горных пород. При этом уменьшается объем пор и нефть из них выдавливается;

‚ упругого расширения жидкости при снижении пластового давления.

УПРУГО – ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ:

В отличие от водонапорного режима – источника питания – нет. Пластовое давление падает.

3. ГАЗОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ (РЕЖИМ ГАЗОВОЙ ШАПКИ):

Вытекание нефти происходит за счет расширения газовой шапки при снижения пластового давления.

Коэффициенты нефтеотдачи велики - h_н.о.=0,4 – 0,5

4. РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА.

1. Р_пл< Р_нас

2. Отсутствует гидродинамическая связь с внешним источником питания.

В пласте выделяется свободный газ, объем газожидкостной смеси становится больше, чем объем жидкости и за счет этого происходит фильтрация в пласте.

5. ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ.