Технолгия добычи нефти
Предмет: технолгия добычи нефти.
Преподаватель: проф. Дроздов Александр Николаевич
Всего в России 160 тысяч скважин:
ИЗ НИХ: – 101 тысяча – в работе,
– 59 тысяч – в бездействии, простое и консервации.
Qн = 7т/сут.
На 1 т. нефти – более 4 тонн воды.
ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ. ПРИТОК НЕФТИ К СКВАЖИНЕ.
К источникам пластовой энергии относятся:
Рекомендуемые материалы
– энергия давления в пласте;
– энергия упругих деформаций скелета породы – коллектора;
– энергия упругого расширения жидкости;
– энергия растворенного в нефти газа;
– гравитационная энергия флюида в пласте.
УРАВНЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ И ПРИТОКА НЕФТИ К СКВАЖИНЕ:
ВЫВОД:
Begin_ |
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. Pпл > Рнас.
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: Гн.пл.н.= 48м3/м3, Рнас = 9 Мпа;
ЗапСиб: Варьёганское м/е: Гн.пл. = 300м3/м3, Рнас = 20Мпа.
КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ: ОТНОШЕНИЕ ИЗВЛЕЧЕННОЙ НЕФТИ К ЗАПАСУ:
;
В Грозненской области hн.о. = до 0,5 и более.
2) УПРУГИЙ РЕЖИМ:
1. Рпл>Pнас.
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 - hн.о.=0,4 – 0,5
4. РЕЖИМ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА.
1. Рпл<Рнас
2. Отсутствует гидродинамическая связь с внеш.ист.пит.
В пласте выделяется свободный газ, объем газожидкостной смеси становится больше, чем объем
жидкости и за счет этого происходит фильтрация в пласте.
5. ГРАВИТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ.
New theme: ВСКРЫТИЕ ПЛАСТОВ
1скв) Вскрывается весь продуктивный интервал (пласт)
2скв) Вскрывается частично (в зоне ГНК – газонефт.конт.)
3скв) Пласт вскрывается полностью.
4скв) Пласт вскрывается частично
5скв) Пласт вскрывается на всю толщину.
Когда пласт вскрывается не на всю толщину, то скважина называется гидродинамически несовершенной по степени вскрытия пласта.
1 – труба; 2 – цемент; 3 – долото меньшего диаметра.
Рис. – Гидродинамически несовершенная скважина
Рис.–гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия.
Уравнение Дюпеи: 
;
rп – приведенный радиус скважины.
С – коэффициент, учитывающий несовершенство скважины (ВЫУЧ. САМОСТ.ПО ЩУРОВУ).
Обратите внимание на лекцию "Оборудование фонтанных скважин".
Приведенный радиус скважины – условный радиус такой совершенной скважины, дебит которой при прочих равных условиях равен дебиту несовершенной скважины.
rп < rc
