Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
жүктеу/скачать 2,71 Mb. Pdf көрінісі
|
razrabotka i ekspluataciya neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy dlya bngs
| Упругий режим
. При пуске в работу скважины (или группы скважин, которые можно рассматривать как одну укрупненную скважину) вокруг нее формируется воронка депрессии, среднее давление в которой ниже начального пластового давления в залежи. Приток жидкости (нефти) в скважину происходит за счет освобож- дения потенциальной энергии сжатых пород и флюидов и энергии напора краевых или подошвенных вод. 3 1 2 0 20 40 60 80 100 % 31 Граница воронки депрессии сохраняет свое положение при по- стоянном пластовом (контурном) давлении, водонефтяной контакт (контур нефтеносности) непрерывно перемещается в сторону добы- вающих скважин и сокращается, т.е. происходит уменьшение нефтенасыщенной части пласта. Такое явление наблюдается доста- точно редко, обычно воронка депрессии постепенно расширяется, захватывая водоносную часть пласта. Среднее давление в зоне от- бора снижается, вызывая упругое расширение пластовых флюидов и горной породы. Поступление воды из законтурной зоны в нефтя- ную часть пласта отстает от отбора жидкости. Такой процесс, если в залежи искусственно не поддерживается пластовое давление за счет закачки воды или другого агента, продолжается до тех пор, пока давление в целом или в отдельных частях залежи не снизится до давления насыщения нефти газом. В указанных условиях залежь работает в режиме, называемом упруговодонапорным. Пластовые жидкости и горные породы сжимаемы, они облада- ют запасом упругой энергии, освобождающейся при снижении пла- стового давления. Упругие изменения, отнесенные к единице объе- ма, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обусловливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин. Чем больше объем пласта, тем больше масса жидкости, которая во- влекается в движение к скважине [14]. Упругие свойства пласта пе- редаются с некоторой скоростью χ: χ = k /μ ( т β ж + β п ) = k /μ β*, (3.1) где χ – коэффициент пьезопроводности, м 2 /с; k – коэффициент про- ницаемости пласта, м 2 ; μ – абсолютная, или динамическая, вязкость жидкости, Па∙с; т – пористость, доли единицы; β ж – коэффициент сжимаемости жидкости, 1/Па; β п – коэффициент сжимаемости по- ристой среды, 1/Па; β * – коэффициент упругоемкости пласта, 1/Па: β* = m β ж + β п , (3.2) 32 где m – пористость горной породы; β ж – коэффициент объемной упругости пластовой жидкости, заполняющей поровое простран- ство; β п – коэффициент объемной упругости породы. За счет освобождения упругой энергии пласта, расширения флюидов и горной породы, уменьшения при этом объема порового пространства из залежи добывается объем жидкости: Δ V ж = β * V зал ∙ Δ P , (3.3) где Δ V ж – упругий запас жидкости в объеме залежи при перепаде давления Δ P ; V зал – объем залежи. Например, при размерах залежи 5 км (длина) на 2,5 км (шири- на), толщине продуктивного пласта 10 м, снижении пластового давле- ния в залежи на 5 МПа, пористости пород 20 %, β ж = 10 . 10 –4 МПа –1 , β п = 1 . 10 –4 МПа –1 объем вытесненной (добытой) за счет упругого расширения пласта жидкости составит 187,5 . 10 3 м 3 . жүктеу/скачать 2,71 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|