- •1)---Заводнение пластов
- •3)---Объект и система разработки
- •4)---Объекты разработки подразделяют на самостоятельные, т. Е. Разрабатываемые в данное время, и возвратные, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
- •1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.
- •2.Физико-химические свойства нефти и газа.
- •4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений.
- •5. Техника и технология эксплуатации скважин.
- •7)---Гидродинамические расчеты при законтурном заводнении
7)---Гидродинамические расчеты при законтурном заводнении
Для составления системы уравнений используют метод электрогидродинамической аналогии ( ЭГДА), когда система расположения скважин представлена, как система внутренних и внешних сопротивлений внутренней цепи.
Рис Схема ЭГДА
На основании правила о неразрывности течения, и применив правило Кирхгофа в электротехнике аналогичное второму закону Кирхгофа, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.
При одностороннем воздействии на полосообразную залежь со стороны контура питания или ряда нагнетательных скважин давление на них может быть >¸<¸= начальному пластовому давлению.
1. Если Рнаг= Рнач плто влияние внешней области полностью изолируется и залежь эксплуатируется за счет энергии нагнетания воды.
В этом случае, закачиваемая вода полностью используется для вытеснения нефти и можно считать, что суммарный дебит нагнетательных скважин, равен суммарному дебиту эксплуатационных.
При рассматривании нами трех рядов законтурного заводнения имеем:
Qн= Q1+ Q2+ Q3 ,
Тогда дебиты скважин при заданных перепадах давлений или перепады давлений при заданных дебитах скважин определяются из следующих систем уравнений:
Рн-Р1= (Q1+ Q2+ Q3) Ω1+ Q1 ω1;
Р1-Р2= - Q1ω1+( Q2+ Q3) Ω2+ Q2 ω2;
Р2-Р3= - Q2ω2+ Q3 (Ω3 + ω3);
где - Рн– среднее давление на линии нагнетания;
Р1, Р2, Р3 – давления на забое эксплуатационных скважин;
Qн, Q1, Q2, Q3– дебиты нагнетательных и эксплуатационных рядов;
- дебит нагнетательных и добывающих скважин;
N– число скважин в ряду.
– внешнее сопротивление между линией нагнетания и первым эксплуатационным рядом;
– внешнее сопротивление между первым и вторым эксплуатационными рядами;
– внешнее сопротивление между вторым и третьим
ω– внутренние сопротивления в призабойной зоне скважин эксплуатационных рядов;
k– проницаемость пласта;
h– толщина пласта;
μн– вязкость нефти в пластовых условиях;
S– ширина потока.
Различие в вязкостях нефти и воды, и изменение сопротивлений в зоне при непоршневом вытеснении можно учесть в выражении Ω1через полное фильтрационное сопротивление
lн– расстояние до начального положения ВНК;
lф– расстояние до текущего положения ВНК;
α– коэффициент, показывающий во сколько раз в зоне водонефтяной смеси фильтрационное сопротивление выше, чем при поршневом замещении нефти водой:
Величину zφ, характеризующую насыщенность на фронте ВНК подвижной нефтью, определяют из уравнения:
Sон– остаточная нефтенасыщенность;
Sсв– количество связанной воды;
zφ– находят из уравнения методом последовательных подстановок.