2.Источники пластовой энергии

• напор краевых (контурных) вод;

• напор газовой шапки;

• энергия растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления;

• энергия, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода;

• сила тяжести, действующая на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, способствующее заполнению пор продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, подействует он через поверхность газонефтяного контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что тот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды н вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.

Билет №12

1. Виды ГТМ, применяемых на нагнетательных скважинах

1. Гидродинамические МУН:

• Нестационарное заводнение (в том числе циклическое);

• Смена направления фильтрационных пластов (создание блочно-замкнутых систем заводнения, очаговое заводнение);

• Переход от рядных систем заводнения к площадным;

2. Физико-химические МУН:

• Полимерное заводнение;

• Щелочно-силикатное заводнение;

• Сернокислотное заводнение;

• Применение СО₂ (в вариантах оторочки, карбонизированного заводнения);

• Потокоотклоняющие технологии;

• Мицеллярное заводнение.

• Использование слабоконцентрированных ПАВ

• ВГВ – водо-газовое воздействие

3. Тепловые методы (термические МУН):

• Закачка пара;

• Закачка горячей воды;

• Создание внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

4. Газовые методы:

• Метод ГВД (метод рециркуляции газа в истощенных залежах при высоких давлениях);

• Технология смешивающегося вытеснения остаточной нефти при более низких давлениях;

• Технология СУГ (создание оторочки сниженного газа и проталкивание ее сухим газом);

• Метод ВГВ (водо-газовое воздействие на нефтяные пласты).

2. Режимы эксплуатации залежей

В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают семь основных природных режимов работы залежей:

• жестководонапорный

• упруговодонапорный

• газонапорный (режим газовой шапки)

• растворенного газа

• гравитационный.

• упругий

• смешанный

Режимы с воздействием на пласт:

• заводнение;

• воздействие на ПЗП.

Билет №13

1. Виды несовершенства скважин и его учет

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.

Р азличают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.

Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис. б).

Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. в).

На практике чаще всего встречаются скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта (рис. г)

При расчете дебита скв их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в ф-лу Дюпюи коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений С: Величина коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И. В. Щурова. Ф-лу можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины r_с.пр.: Q_нс=2πkh(P_к-Р_с)/μ(lnR_к/r_c+С₁+С₂), k – коэф. проницаемости, μ - вязкость, h - толщина пласта, C₁-доб.филтр.сопр. за счет несов.скв. по степени вскрытия. C₂- по хар-ру вскрытия. С₁ и С₂ определяются по графикам Щурова.

С₁=f(hD; d/D; l₁/D), где D – диаметр скважины по долоту, h – число перфорационных отверстий на 1 м, d – диаметр перф. отверстий, l₁ – глубина проникновения пуль в породу.

C₂=f(относительного вскрытия пласта; отношения эффективной мощности пласта к диаметру по долоту)

Если гидродинамическое несовершенство скв хар-ризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически совершенной скв в равных условиях, то η=Q_нс/Q_c=ln(R_к/r_c)/ln(R_к/r_c.пр.), где η- коэф-т гидродинамического несовершенства скв.