л.р №1 кожевник

Кафедра:

НТиТ

Направление:

ТМиО

Исследование режимов работы залежей и механизма вытеснения нефти и газа из пласта

Лабораторная работа №1

Цель работы: Провести исследование режимов работы нефтегазовых залежей и изучить механизм вытеснения нефти и газа из пласта.

Исследование режимов работы залежей

1. Залежи нефти и газа обладают потенциальной энергией. Величина этой энергии определяется произведением пластового давления на объем залежи.

Движение жидкостей и газов в пористой среде называется фильтрацией. Фильтрация в пластах горных пород происходит при условии, если между двумя точками, находящимися друг от друга на каком-то расстоянии, имеется разность давления. Фильтрация (перемещение флюида) из пласта в скважину или наоборот возможна при разности давлений между зоной перфорации скважины и пласта.

Положительную разность между пластовым и забойным давлением принято называть депрессией (при этом осуществляется приток пластового флюида в скважину), а отрицательную - репрессией (при этом осуществляется закачка технологического флюида из скважины в пласт).

2. При фильтрации жидкостей и газов возникают силы сопротивления на преодоление которых затрачивается то или иное количество пластовой энергии.

Источниками пластовой энергии, благодаря которым в насыщающих пласт флюидах создается та или иная величина давления, являются:

• напор краевых или подошвенных вод

• энергия сжатого газа, находящегося в свободном состоянии

• энергия газа

• энергия сжатых жидкостей и горных пород

- энергия гравитации.

Коэффициент нефтеотдачи

Под коэффициентом нефтеотдачи, например, понимается отношение объема добытой нефти на данный момент к объему первоначальных запасов нефти.

При естественном водонапорном режиме нефть или газ вытесняются краевой или подошвенной водой . При вытеснении нефти водой в той или иной степени происходит отмыв нефти от породы. Вода постепенно занимает нефтенасыщенную часть пласта, компенсируя тем самым потерю пластовой энергии. В результате пластовое давление или остается на первоначальной отметке, или снижается, но медленно. Динамика изменения пластового давления будет зависеть от интенсивности поступления воды в нефтенасыщенную часть пласта.

При однородном строении пласта, поршневом вытеснении нефти и других благоприятных условиях конечный коэффициент нефтеотдачи может достигать высоких значений - вплоть до 0,7.

Известно, что газ не взаимодействует с поверхностью пустотного пространства горных пород, а жидкости взаимодействуют. Поэтому за счет молекулярно-поверхностных сил на отдельных участках фронта вытеснения вода проникает в газонасыщенную часть пласта. Образуются целики невытесненного (защемленного) газа.

Целик – часть залежи или пласта полезного ископаемого, оставляемая нетронутой при разработке месторождения.

Вязкость газа на порядки меньше вязкости нефти. Это дает повод предполагать, что из газовой залежи можно добыть весь газ. Однако из-за природной неоднородности пласта, из-за образующихся целиков невытесненного газа взять из пласта весь газ невозможно. Конечный коэффициент газоотдачи при водонапорном режиме обычно не превышает 0,85.

Механизм вытеснения нефти при газонапорном режиме во многом схож с таковым при водонапорном режиме, хотя имеются существенные отличия. Эффективность вытеснения вязкой нефти маловязким газом значительно ниже. Объем газа в газовой шапке ограничен, поэтому темп снижения пластового давления будет значительно выше. В результате даже при благоприятных условиях конечный коэффициент нефтеотдачи не превышает 0,6.

Если газоводяной контакт в газовой залежи неподвижен или водонасыщенная часть пласта вообще отсутствует, то в газовой залежи будет проявляться только газовой режим. Снижение пластового давления при отборе из залежи газа будет частично компенсироваться только расширением оставшегося газа и уплотнением зерен породы пласта. Значение конечного коэффициента газоотдачи при газовом режиме обычно не превышает 0,95.

Режим растворенного газа в нефтяной залежи проявляется только тогда, когда давление в пласте станет меньше давления насыщения нефти газом. Газ из растворенного состояния начнет переходить в свободное состояние. В пустотном пространстве породы пласта будет фильтроваться газожидкостная.

Механизмы вытеснения нефти и газа из пласта

Продуктивность скважины - это то возможное количество жидкости, которое мы можем добыть из скважины и доставить к потребителю. Продуктивность определяется дебитом скважины.

Дебит  — объём жидкости (воды, нефти) или газа, стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени. Все, что мы делаем на скважине, влияет на ее продуктивность. Любые наши действия (или бездействие) ведут к изменению дебита. При огромной трудоемкости и материалоемкости скважина является очень хрупкой. Скважинам очень легко нанести ущерб, и потребуются большие затраты для его исправления или ликвидации. Скважины, на которых принято неверное решение, произведены неправильные действия, или просто не выполнены какие-либо операции, ведут к потере дебита, и, следовательно, к потере прибыли.

Важным путём решения проблем является четкая работа специалиста по добыче, который должен владеть процессом механизированной добычи, знать причины повреждения скважин и практические методы, которые наилучшим образом ведут к правильному выбору, подготовке, запуску оборудования, увеличению его сроков эксплуатации, снижению повреждений скважин и, тем самым, обеспечивает максимальную продуктивность.

Факторы, влияющие на продуктивность скважин при механизированном способе эксплуатации.

Свой путь поток пластовой жидкости начинает из зоны дренирования, под действием перепада давления между пластовым и забойным давлением, устремляется по пласту к скважине. Дальнейшее движение флюида связано с его подъемом на поверхность и движением по сборным трубопроводам до ДНС, где происходит сепарация и «дожим» жидкости дальше для подготовки. Таким образом, процесс добычи осуществляется на трех участках: пласте, лифте, сборном трубопроводе.

Течение флюида в системе пласт - скважина - сборные коллекторы

При работе скважины поток жидкости вызывает потерю давления в системе. Три типа потерь давления связаны с продуктивностью скважины:

• в пласте;

• в НКТ;

• на устье и инженерных сооружениях

В пласте движение жидкости определяется депрессией между гидродинамическим забойным давлением и пластовым давлением. Второй перепад давления создается при прохождении пластовой Жидкости через НКТ.

Перепад давления здесь будет изменяться с течением времени работы коллектора. Четыре вида давления влияет на работу скважины:

• пластовое давление;

• забойное давление;

• устьевое (буферное) давление;

• линейное давление.

Движение нефти в пласте

Движение нефти в пласте, вызванное депрессией, начинается с радиуса дренирования скважины, и осуществляется радиально от зоны дренирования к стволу скважины по простиранию и параллельными потоками по профилю пласта. По мере движения пластовой жидкости к стволу скважины ее поток увеличивается и растет давление гидродинамического сопротивления. Наибольшего значения оно достигает в ПЗП. График изменения давления в окрестности скважины представлен на рис. 3.3 и называется депрессионной воронкой. Решающую роль в определении величины дебита скважины по жидкости играет забойное давление - чем ниже забойное давление, тем больше дебит скважины.

Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям: выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта, образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению турбулентного движения жидкости и т.д. Все эти явления ухудшают условия фильтрации жидкости из пласта и называются СКИН - эффектом. Т.е. любые преграды, мешающие течению флюида, в пласте называются СКИНом. Проблемы, связанные с нарушением течения в подъемнике, устьевом оборудовании, сборном коллекторе называются псевдо-скинами. СКИН породы-коллектора в природных условиях равен 0. При нанесении ущербов естественным коллекторским свойствам пласта при вскрытии пласта, эксплуатации или ремонте скважин - величина СКИНа становится больше 0. В результате проведения обработок ПЗП, приводящих к улучшению коллекторских характеристик (ГРП, кислотные обработки и др.) СКИН может принимать отрицательные значения.

График изменения давления от радиуса дренирования к скважине

Движение жидкости в фильтрационной среде (пласте-коллекторе) достаточно хорошо изучено и происходит по закону Дарси и характеризуется формулой:

т.е. дебит скважины прямо пропорционален депрессии.

Индекс или коэффициент продуктивности - к_пр представляет собой отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое

Угол наклона индикаторной кривой определяется коэффициентом продуктивности.

Вывод:

Работу выполнил: Малиновский М.А

Работу принял: Кожевник А.С

Дата и подпись: