Нефть ответы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду Сводовое (осевое) заводнение производится путем закачки воды в нагнетательные

скважины, расположенные .по осевой линии складки.

Головное заводнение — нагнетание воды — производится в повышенные (головные) участки залежи нефти.

Очаговое заводнение проводится на отдельных участках, главным образом для выработки запасов нефти из отдельных линз. Оно применяется как дополнение к основной внутриконтурной или законтурной системам заводнения в целях более полного охвата залежи заводнением. Площадное заводнение — характерной особенностью площадного заводнения является размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин равномерно по площади. Такая система применяется для сравнительно однородных, но малопроницаемых пластов.

При площадном заводнении скважины размещаются либо по линейной системе( добывающие и нагнет скважины чередуются в шахматном порядке) , либо

по четырехточечной, пятиточечной, семиточечной, девятиточечной. Избирательное заводнение является разновидностью площадного и очагового заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью коллекторов и резкой изменчивостью мощности продуктивного пласта. В этом случае залежь разбуривается по равномерной треугольной или квадратной сетке и все скважины вводятся в эксплуатацию. Затем на основе опытной эксплуатации скважин и сопоставления их разрезов выбирают из числа пробуренных скважин пригодные для нагнетания

Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементам) 1 — добывающие, 2 — нагнетательные скважины

13. Основы теории непоршневого вытеснения нефти водой (уравнение для насыщенности, скачок насыщенности, функция Бэкли-Леверетта).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

S

1

S	н.о.

S	с.в.

S	н

1

2

xф

S	ф
	x

Профиль		насыщенности	при
непоршневой		модели вытеснения
нефти водой.
Sн	- нефтенасыщенность		после

прорыва фронта.

Sф - водонасыщенность на

фронте вытеснения.

Sн.о. – насыщенность пор пласта

оставшейся нефтью.

1 – зона нефтенасыщенности.

2 – зона водонасыщенности. Эта теория Бэкли-Ливеретта.

По теории Бэкли-Ливеретта в пласте также предполагается движущийся фронт вытеснения. Скачок водонасыщенности на нём значительно меньше, чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади – одновременно нефть и вода, со скоростями пропорциональными соответствующими фазовым проницаемостям. По мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и в зависимости от времени. В момент подхода фронта вытеснения к скважине происходит мгновенное обводнение продукции до величины, соответствующей водонасыщенности на фронте вытеснения Sф ,

а затем обводнённость медленно возрастает.

1

k

	k	*
		в
S	с.в.

k	*	S
	н
S
	S		к	1 S	н.д.

Теория Бэкли-Ливеретто основана на зависимости проницаемости породы по той или иной фазе от насыщенности порового

*	S	kн S	; kв* S	k	в	S
пространства той или иной фазы kн							.
		k				k

Sс.в – водонасыщенность пласта, при которой вода не движется, Sк – водонасыщенность пласта, при которой нефть не движется.

k	в	S

Функция Бэкли-Леверетта:

f S

v

в

S

в

S

v

v

k

в

k

н

в

н

в

н

является аналогом обводнённости продукции скважины

		1
	B
		q
			в

			1
			k		*
		в			н
			k
					*
		н			в
	q
	в				.
	q
				н



S S



. Эта функция

14. Расчеты при непоршневом вытеснении нефти водой для безводного и водного периодов.

этого вопроса в лекции нету, мы этим занимались на семинаре, спроси у кого есть это в семинарских занятиях, у меня там не полностью записано и не понятно ничего. Бега должен был писать походу.

15. Расчет показателей разработки при поршневом вытеснении нефти водой. Метод фильтрационных сопротивлений. Внутреннее и внешнее сопротивления. Расчет дебитов рядов скважин

Модель поршневого вытеснения нефти водой.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Профиль

S

1

Sн.о.

водонасыщенности при фиксированном положении фронта водонефтяного

	контакта.
	S – водонасыщенность;
	x	– расстояние по пути движения
	фронта водонефтяного контакта.
	xф	– положение фронта водонефтяного
1	контакта в данный момент времени;
2	Sс.в.	– насыщенность пор пласта

S	с.в.

x	ф

x

связанной водой.

Sн.о.

– насыщенность

пор пласта

оставшейся нефтью.

В соответствие с поршневой моделью вытеснения в пласте предполагает движущийся вертикальный фронт водонефтяного контакта. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, а позади, остаётся промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью. В соответствие с данной моделью полное обводнение продукции скважины происходит мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к ряду добывающих скважин

Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений Ю.П. Борисова.

С помощью этого метода рассчитываются дебиты рядов добывающих и нагнетательных скважин при заданных забойных давлениях, или наоборот, рассчитываются забойные давления добывающих и нагнетательных скважин при заданных дебитах.

Рассмотрим однорядную систему расположения скважин.

Фильтрационный поток между рядами скважин в соответствие с этой моделью разбивается на несколько областей:

1.Области радиальной фильтрации вблизи нагнетательных и добывающих скважин.

2.Области плоскопараллельной фильтрации между рядами скважин.

q

ln

н

2 k h p p

н

в

r

Q

в

н

н

н.с.

сумм.н.

Формула Дюпьи:

qн

или

pн pн

qн н

н

,

2 k h

n

в ln

н

в

н

r

н.с.

в ln

н

r

где

н

н.с.

– внутреннее фильтрационное сопротивление прискважинной зоны

2 k

h

в

нагнетательных скважин; Qсумм.н.

– суммарная закачка в нагнетательные скважины;

nн

– количество нагнетательных скважин.

Внешнее

фильтрационное

сопротивление

рассчитывается

по

закону

Дарси

Q

kв

pВНК

Q

x

сумм.н.

pн

. Если рассматривать весь ряд скважин,

то

p

p

сумм.н.

в ф

ВНК

2 f

в xф

н

2kвbh

Q

, где

сумм.н.

– внешнее фильтрационное сопротивление;

f

– площадь фильтрации.

2

1

1

Если рассматривать элемент симметрии, состоящий из половины нагнетательной и

половины

добывающей

скважин,

то

задача

существенно

упрощается

p

p

qн

в xф

q

p

qд н

l xф

q

ВНК

н

,

тогда

p

ВНК

д

2

;

н

2kн 2 нh

2

1

д

2kн

2 дh

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

p	p	з
д

1

2

	p	н
	p
		н
p	ВНК
	p
		д

pз

q
д	н		ln		д
2 k		h		r
н					пр.

x	ф

н

.

l

	н

1

2

я

Нагнетающие скважины

Добывающие скважины

Фронт водонефтяного контакта

Элемент симметрии

2	н

Сечение 1–1

Сечение 2–2

16. Призабойная зона скважин (дополнительные фильтрационные сопротивления, возникающие в ПЗС; приведенный радиус скважин; понятие скин – эффекта).

Призабойная зона скважины - участок пласта, примыкающий к стволу скважины, в пределах которого изменяются фильтрационные характеристики продуктивного пласта в период строительства, эксплуатации или ремонта скважины. Причины, приводящие к изменению фильтрационных характеристик пласта: перераспределение напряжений в приствольной части скважины, гидродинамич. и физ.-хим. воздействие бурового раствора или др. технол. жидкостей на породу и пластовые флюиды, физ.-хим. процессы, вызванные технологией и режимами эксплуатации. Конфигурация, размеры и гидродинамич. характеристики П.З. изменяются в течение всего срока существования скважины. Они определяют гидравлическую связь скважины с пластом и весьма существенно влияют на её производительность.

rпр – приведённый радиус скважины – радиус фиктивной совершенной скважины

имеющей тоже сопротивление притоку жидкости и газов, что и данная несовершенная скважина. Приведённый радиус учитывает несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия, а также снижение проницаемости в призабойной зоне, вызванное техногенными процессами при бурении, освоении и эксплуатации скважины.

СКИН фактор – дополнительное фильтрационное сопротивление, возникающее в близи скважины из-за:

- фильтрата бурового раствора в пласт; - фильтрата жидкостей освоения скважины;

- загрязнение механическими примесями при бурении; - несовершенство скважины по степени и по характеру вскрытия и др.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для того чтобы учесть при расчете дебита дополнительные фильтрационные сопротивления, связанные с этими причинами, вводят параметр S. Его определяют исключительно по факту, используя параметры при разных депрессиях.

17. Методика проведения гидродинамических исследований методом последовательной смены установившихся отборов (виды индикаторных диаграмм; оценка параметров уравнений притока).

Исследование скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

Скважину запускают с определённым дебитом

q , дожидаются когда режим её работы

полностью установится (дебит и забойное давление не будут меняться во времени), измеряют дебит и забойное давление, далее дебит меняют. Эту операцию проводят четыре–пять раз.

Рассматривается простейший вид индикаторной диаграммы – прямая.

q

q

Для

этого

случая

справедлива

формула Дюпьи:

2

1

2 kh pпл p2

p

q

q

,

где

2 kh

c

–

коэффициент

R

R

2

ln

к

ln

к

r

r

p

с

с

продуктивности.

1

Гидропроводность

нефти

может

быть

определена

p

следующим

образом:

R

R

ln

к

ln

к

kh

c

r

q

q

r

с

2

1

с

.

2

p

p

2

з1

з 2

Проницаемость k

.

h

p R pз

q

R

p R pз

q

R

ln

к

;

ln

к

.

2 kh

r

2 kh

r

с

с

pпл

Как видно из графика до 80 процентов снижения давления

приходится

на

призабойную

зону

скважины.

Снижение

Rпроницаемости в призабойной зоне скважины наряду с другими причинами вызвано также и снижением давления в призабойной зоне.

p	з

18. Оценка продуктивности и параметров призабойной зоны скважин при исследованиях методом последовательной смены установившихся отборов.

Скважину запускают с определённым дебитом q , дожидаются, когда режим её работы

полностью установится (дебит и забойное давление не будут меняться во времени), измеряют дебит и забойное давление, далее дебит меняют. Эту операцию проводят четыре–пять раз.

Рассматривается простейший вид индикаторной диаграммы – прямая.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

q2

p2

p1

p

Проницаемость

pпл

p	з

q

Для

этого

случая справедлива

формула Дюпьи:

1

2 kh pпл

p2

q

q

,

где

2 kh

c

–

коэффициент

ln

R

R

к

ln

к

r

r

с

с

продуктивности.

Гидропроводность

нефти

может

быть

определена

следующим

образом:

R

R

ln

к

ln

к

kh

c

r

q

q

r

с

2

1

с

.

2

p

p

2

з1

з 2

k

.

h

p R pз

q

R

p R pз

q

R

ln

к

;

ln

к

.

2 kh

r

2 kh

r

с

с

Как видно из графика до 80 процентов снижения давления

приходится

на

призабойную

зону

скважины.

Снижение

R

проницаемости в призабойной зоне скважины наряду с другими

причинами вызвано также и снижением давления в призабойной зоне.

19. Основы подъема газожидкостной смеси. Баланс энергии в добывающей скважине. Потенциальная энергия жидкости и газа.

W	W	W	W	W	уст ,	где Wпласт – потенциальная	энергия	пластовых
пласт	доп	пол	пот
флюидов приносимых			на забой;		Wдоп	– дополнительная энергия	сжатого	газа при

газлифтном способе или механическая энергия насоса при глубинно-насосном способе;

W	– полезная работа по подъёму газожидкостной смеси;	W	–	потери энергии на
пол		пот
трение, инерционные потери и потери в местных сопротивлениях; Wуст				– запас энергии на

устье для системы сбора и подготовки.

Потенциальная энергия жидкости поступающей на забой, определяется по следующей

формуле: Wж 1 ж g	p	з	p					p		p
			0	, где	p 0.1 МПа	–	атмосферное давление;		з	0	–
	ж g				0			ж g
высота столба жидкости,		уравновешивающего давление pз p0 . Допустим, что на забой
вместе с одним кубометром жидкости поступает						G0	кубометров газа, приведённых к

стандартным условиям. Растворимостью газа в нефти на данном этапе пренебрегают. Так

	как	высота подъёмника			всего		20 м , то	T
								T
								0
	V p p G0 p0 ,		тогда			dWг V p dp .
		pз
	Wг	V p dp G0 p0 ln		pз		. Таким образом,
		pп			p0

1 и	z 1. Тогда выполняется условие
При	интегрировании	получается

энергия, поступающая на забой вместе с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

одним кубометром нефти, определяется по формуле

Wпл

1 pз

p0 G0 p0 ln pз

.

p0

Количество

энергии,

уносимое

на

устье

в

систему

сбора

и

подготовки

pу

p

з

p

p

з

Wц

p0

G0 p0 ln

,

тогда

W

W

з

p

у

G p ln

–

условие

пл

у

0

0

p

p

0

e

фонтанирования скважины по энергии. Если пластовой энергии недостаточно, то нужна

дополнительная энергия.

Характеристическая кривая работа

q

ж

R

газожидкостного подъёмника.

Тангенс

угла

соответствует

максимальному

q

коэффициенту полезного действия

tg

q

опт

.

опт

V

опт

Удельный расход газа R V .

q

V

V

V

гжс p;T ж p;T 1 г г p;T г , где г -

истинное

газосодержание,

которое

определяется

по

опт

max

г

г

V

f

г

Область рациональной

формуле

г

,

в которой

fг

–

площадь

V

V

f

работы подъёмника

ж

г

живого сечения газа в трубе;

f

–

площадь сечения

трубы.

Объёмное расходное газосодержание

v

г

, где

vг

– объёмный расход газа в данном

v

q

г

ж

сечении. Если бы газ двигался с одинаковой скоростью с жидкостью, то объёмное

расходное газосодержание было бы равно истинному газосодержанию.

20.

Зависимость коэффициента продуктивности скважины от обводненности при

заводнении при непоршневом извлечении нефти водой. Оценка обводненности

продукции при которой происходит прекращение фонтанирования.

Профиль

насыщенности

при

S

S

непоршневой

модели

вытеснения

1

н

нефти водой.

Sн

-

нефтенасыщенность

после

S

н.о.

1

прорыва фронта.

Sф

-

водонасыщенность

на

2

S

фронте вытеснения.

ф

Sс.в.

1 – зона нефтенасыщенности.

x

x

2 – зона водонасыщенности.

ф

Эта теория Бэкли-Ливеретта.

По теории Бэкли-Ливеретта в пласте также предполагается движущийся фронт

вытеснения. Скачок водонасыщенности на нём значительно меньше, чем при поршневом

вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади – одновременно

нефть и вода, со скоростями пропорциональными соответствующими фазовым

проницаемостям. По мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не

только в зависимости от насыщенности в пласте,

но и в зависимости от времени. В

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

момент подхода фронта вытеснения к скважине происходит мгновенное обводнение

продукции до величины, соответствующей водонасыщенности на фронте вытеснения а затем обводнённость медленно возрастает.

S	ф

,

k

1		kн S
		*
	kв* S
S	с.в.	S	к	1	S	н.д.

Теория Бэкли-Ливеретто основана на проницаемости породы по той или иной фазе от

порового			пространства той или иной фазы
kв S	k	в	S	.
*
			k

зависимости

насыщенности

kн S	k	н	S	;
*
			k

Эмпирические формулы для определения значений относительных фазовых проницаемостей в зависимости от водонасыщенности:

по воде	*	S A1S		3	A2S	2	A3S A4 ;
	kв
по нефти k* S B				1 S 3 B				1 S 2	B	1 S 3 B .
		н	1				2		3	4

Допущения теории Бэкли-Леверетта:

1.Нефть и вода – несмешивающиеся несжимаемые жидкости, то есть плотности и вязкости нефти и воды постоянны.

2.Пласт однороден и несжимаем, то есть пористость и проницаемость пласта не зависят от давления.

3.Капиллярными явлениями пренебрегают, поэтому градиенты давления в фазах равны. Закон Дарси для каждой из фаз:

vkн

нн

grad

p

;

vkв

вн

grad p .

k

в

S

Функция Бэкли-Леверетта:

f S

v

в

S

в

S

v

v

k

в

k

н

в

н

в

н

является аналогом обводнённости продукции скважины B

По определению

Sв

Sн

1;

vв v t f

S .

Уравнение неразрывности потока воды

v

m

S

0

;

в

x

t

потока нефти

vн

m

S 0 .

При

подстановке

vв

v t f S

в

x

t

S

dS

S

v

t

f

S

m

0 ;

f

S

v t m

0 .

x

t

dx

t

						1			. Эта функция
						k	*	S
		1
					в	k	н	S
							*
					н		в
		qв		.
	q q		н
		в

vв m	S	0 , получается
x	t

Рассмотрим движение точки с постоянной насыщенностью во времени и в пространстве. Так как величина S меняется во времени и в пространстве,

то dS

S dx S dt 0 или

S dx

S

0 .

x dt

t

x

t

Производная

от функции

Бэкли-Леверетта

в этом случае будет определятся по

dS

S

S x

формуле f

S dx v t m t

m x t ,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

тогда dx	f S v t dt		.
		m
							f S
								t	v t dt ,
После интегрирования получится					x x0		m
								0
где v t	q t	; q t – динамика отбора жидкости.
	F
				q t q const ,						t	v t dt
Если поток постоянный, то есть									то
										0

qt F

;

x x
0

fS qt mF

, где

x – координата точки с постоянной насыщенностью.
Задав скачок насыщенности на фронте вытеснения							Sф
прорыва фронта вытеснения в добывающей скважине.
Расстояние между рядами скважин	l	f S	ф	qt	ф	,	где
		mF
момент прорыва фронта вытеснения	в добывающую

можно определить момент

f Sф –	обводнённость в
скважину;	Sф	– скачёк

водонасыщенности на фронте вытеснения.

Можно определить момент прорыва фронта вытеснения в

tф		П	дин			, где	*	1 Sс.в.	Sн.о.	– полезная
		f S			q		Пдин lm0Fп
				ф

добывающую скважину

динамическая ёмкость

коллектора; Заданы

Fп	– полная площадь.

относительные фазовые проницаемости водонасыщенности

k	*	S
	н

и	k
S .

* в

S

в зависимости от По формуле

f S

f

S

1

определяется

функция

Бэкли-

k

*

S

1

в

k

н

S

*

f Sф

н

в

Леверетта.

Далее

графически

определяется

производная

функции

Бэкли-Леверетта

f

Sф

f

S

ф

.

S

S

S

S

ф

с.в.

с.в.

Далее

определяется

момент

прорыва

фронта

вытеснения в добывающую скважину.

Определение обводнённости продукции скважины на какой-то момент времени

t

после прорыва фронта:

t

f Sф

f Sф tф

П

*

П

*

*

; f S*

tф

дин

; t

дин

;

f Sф q

f S* q

tф

f S*

t*

Продифференцируем функцию Бэкли-Ливеретто:

f

Sф

f

S

ф

.

S

S

ф

с.в.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

f S

f S

ф

f S*

S		S	*
	ф

Величина функции Бэкли-Ливеретто скважины.

k	*

k	*	S
	н

k	*	S
	в

f

S

f S

S	*			f S
f	S		ф

S		S	*	S
	с.в.

численно равна обводнённости продукции

Rвл

k

Пдин

Vm	1 S
э	с.в.

Sн

S	с.в.
.о. ,

где

V

S	к	1	S

– объём элемента пласта,

mэ

– усредненная по

поровому объёму пласта пористость.
Средняя проницаемость k		определяется
Радиус влияния R	2 t , где			k
					*
вл

Вода

Нефть

по кривой восстановления давления.

k

– пьезопроводность пласта.

m

ж

с

Водонасыщенность

в

какой-то момент времени

определяется

по

формуле

S t Sсв

Q

t b

н

н

,

где

V

п.о.з.

величина

Qн

выбирается

из

плана

по

добыче

в

зависимости от времени t ;

bн

– объёмный

коэффициент

нефти;

Vп.о.з. Vпор 1 Sс.в. Sн.о. охв

–

объём

пор,

охваченных

заводнением;

Vпор

–

полный

объём пор; охв

– коэффициент охвата. Коэффициент извлечения нефти

t

Q	t
н
G
	б

, где

Gб – балансовые запасы.

Существует предельная обводнённость продукции, при которой происходит прекращение фонтанирования.

При уменьшении давления из нефти выделяется газ, и плотность газожидкостной смеси уменьшается, что приводит к появлению газлифтного эффекта, который имеет место в любой нефтяной скважине, так как в нефти всегда растворён газ.