Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения
Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта. Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода) (Функция Баклея-Леверетта)ьк1,к2-относительные фазовые проницаемости, σ-насыщенность Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; в зависимости от созревания пласта. Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю. Обводненность продукции В - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы: Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях μ0 : μ0 = μн /μв , (1.20) где μн и μв — динамическая вязкость соответственно нефти и воды. При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение μ0 между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4. На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.
Билет№ 4. Схема однотрубной системы сбора нефти
Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды. Конусообразование происходит за счет подтягивая подошвенной воды к забоям добывающих скважин по мере ее эксплуатации. При повышение дебита скважины над предельным путем создания повышенной депрессии вероятность подтягивая конуса подошвенных под увеличивается. С уменьшением вертикальной проницаемости kв или параметра анизотропии n Qпр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. Горные породы необходимо разделять по ориентированности изменения их характеристик в пространстве. С этой позиции выделяют изотропные и анизотропные тела. Изотропия - это независимость изменения физических параметров от направления, анизотропия - это различные изменения по отдельным направлениямОднородный изотропный пласт – равенство проницаемости по трем взаимно перпендикулярным направлениям: Кх=Ку=Кz. Для однородного анизотропного Кх=Ку=Кг; Кz=Кв не равно Кг. χ*=√(Кг\Кв) – коэффициент анизотропии.
Билет №5 Причины снижения загрузки погружного электродвигателя УЭЦН Погружной ЭЦН чувствителен к наличию в откачиваемой ж-ти свободного газа. В зависимости от свободного газа фактические хар-ки ЭЦН деформируются. При определенном газосодержании происходит срыв подачи. Выделяют 3 обл работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В 1-ой области – характеризуется небольшим содержанием свободного газа фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, откачивающего газожидкостную смесь с небольшим содержанием газа называют оптимальным. 2-ая область УЭЦН- характеризуется увеличением количества газа на приеме насоса. В следствии чего фактич. х-ки отклоняются от стендовых, но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Это давление называется допустимым. 3-я область – хар-ся значительным содерж. газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса, вплоть до срыва подачи. Давление соотв-щее этой области называют предельным. Значения данных давлений могут быть рассчитаны по эмпирическим зависимостям от обводненности продукции скв., давления насыщения, вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре и вязкости нефти в пластовых условиях. b<,6 то Ропт=Рнас (0,325-0,316b)• mнд/mпл, где b- обводненность, mнд-вязкость дегазир. нефти, mпл-в-ть в пласт. усл. b>0,6, то Ропт= Рнас (6,97b-4,5b2-2,43) •mнд/mпл , b<,6, то Рдоп=Рнас (0,128-0,18b)• mнд/mпл, b>0,6, то Рдоп=Рнас (2,62b-1,75b2-0,85) • mнд/mпл, <b<1 , то Рдоп=Рнас (0,125-0,115b)• mнд/mпл, т. к. вязкость дегазированной нефти mнд дается при t=20ºC, а при её вычислении она должна быть при пластовой t.
Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями Билет №6
Популярное: Как выбрать специалиста по управлению гостиницей: Понятно, что управление гостиницей невозможно без специальных знаний. Соответственно, важна квалификация... Модели организации как закрытой, открытой, частично открытой системы: Закрытая система имеет жесткие фиксированные границы, ее действия относительно независимы... Как вы ведете себя при стрессе?: Вы можете самостоятельно управлять стрессом! Каждый из нас имеет право и возможность уменьшить его воздействие на нас... ©2015-2024 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (3997)
|
Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку... Система поиска информации Мобильная версия сайта Удобная навигация Нет шокирующей рекламы |