Понятие статического конусообразования Маскета-Чарного. Общие представления. Определение предельного безводного дебита скважины.
Приближенная теория конусообразования, выдвинутая Маскетом-Чарным, позволяющая рассчитать предельный безводный дебит и депрессию, исходит из допущения, что отклонение поверхности раздела двух фаз от первоначально плоской формы не влияет на распределение потенциала скоростей фильтрации в нефтяной части пласта.
Рассмотрим задачу о притоке нефти к скважине несовершенной по степени вскрытия, но совершенной по характеру вскрытия в изотропно пласте при устойчивом неподвижном конусе подошвенной воды. Будем считать движение жидкости следующим закону Дарси , а кровлю, подошву и первоначальную поверхность раздела примем горизонтальными. Режим пласта – водонапорный, эффектом действия капиллярных сил пренебрегаем.
При отборе нефти (газа) из несовершенной по степени вскрытия скв. в пласте с подошвенной водой происходит деформация границы водонефтяного контакта; образующееся повышение уровня воды называется конусом подошвенной воды.
Расчет высоты конуса у в его предельно устойчивом положении чрезвычайно сложен. Маскет дает следующее приближенное решение : принимается, что выше конуса вдоль оси z (рис 1) распределение потенциала такое же, как при невозмущенной первоначально плоской поверхности раздела.
Рис. 1. Схема к расчету предельного дебита несовершенной скважины в однородноанизотрпном круговом пласте.
Условие Ф= Фс = const вдоль стенки скважины радиусом rc , несовместимо с требованием постоянства скорости фильтрации вдоль вскрытой части скважины 0≤ Z ≤b . Однако ниже забоя скважины, а именно это нас и интересует, распределение потенциала вдоль оси скважины достаточно близко к действительному. Тогда для вершины конуса у по закону Паскаля для неподвижной воды получим следующее условие статического равновесия :
|
|
|
P(0,Z) + γВy = P0 (1), где P(0,Z) - давление вдоль оси Z, γВ – удельный вес воды, P0 – давление у подошвы пласта на контуре r=R0. Уравнение (1) Маскет решает графически. При этом получается два корня, из которых выбирается тот, при котором dP/dz<γВ, что соответствует случаю устойчивого положения конуса. При dP/dz>γВ конус неустойчив и вода может прорваться к забою скважины.
Анализируя распределение потенциала вдоль стенки несовершенной скважины и вдоль оси Z невскрытой части пласта при невозмущенном возмущенном движении нефти, И.А.Чарный установил точное соотношение , в пределах которого находится истинный предельный безводный дебит Q1>Qпред>Q2 (2). Вычисляя дебиты Q1 и Q2 можно количественно оценить их значение. Расчеты показывают, что верхние и нижние значения предельного дебита различаются в среднем на 25-30% . Предельно возможный безводный дебит по Маскету является верхним пределом соотношения (2). Для практических расчетов весьма полезным оказались универсальные графики зависимости безводного дебита и предельной высоты подъема конуса. При этом было использовано решение для потенциала Маскета.
|
|
|
Сущность потокоотклоняющих технологий (применение ВУС, ГОС и ОС).
Потокоотклоняющие технологии относятся к физико-химическим МУНам
Суть метода: для изменения направления фильтрац.потоков путем закачки водоизолирующих составов в высокопроницаемые промытые зоны с целью их изоляции и образ-я водонепрониц.экрана, тем самым направляя потоки в низкопроницаемые пропластки.
Основной реагент полиакриламид. Различают несколько модификаций:
СПС - сшитая полимерная система, применяется высоко и низко молекулярный полимер, в качестве сшивателя применяется ацетат хрома ПАА+АХ или и хлоркалиевыекварцы ПАА+ ХКК. За счет сшивателей стабилизируют полимер.
ВУС - ВязкоУпругиеСоставы. В Основе присутствуют высокомолекулярные полимеры. ПАА-0.6-3%.
Применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах.
ПАПС-ПоверхностноАктивныеПолимерныеСистемы, смесь ПАА и ПАВ. Направлен на увеличения коэфицента охвата заводнением и увеличения коэфицента вытеснения.
|
|
|
ГОС-ГелеОбразующиеСистемы, направлены на загущения воды и увеличения коэфицента охвата пласта.
БГС- БольшеобъемнаяГелеваяСистема, применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах и увеличения охвата пластов за счет загущения закачиваемой воды.
При вытеснении из пластов нефти различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей воды и нефти. Для уменьшения этого отношения и как следствие увеличения нефтеотдачи, используются водные растворы полимеров. В качестве полимера чаще всего используют полиакриламид (ПАА). Молекулы полимера продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы цепляются за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах пород. Фильтрация водного раствора полимеров происходит так, что с увеличением градиента давления скорость его фильтрации возрастает медленнее по сравнения со скоростью фильтрации воды по закону Дарси. Жидкость, скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления, и при том с каждым приращением градиента давления возрастает на все меньшую величину называется дилантной. Вязкость закачиваемого раствора ПАА доводят до 5-6 вязкостей воды. Механизм вытеснения нефти раствором ПАА похож на поршневое вытеснение нефти водой.
|
|
|
Водный раствор ПАА также применяют с целью регулирования движения жидкости по пропласткам. При закачке дилантной жидкости в пласт, она уходит в высокопроницаемые пропластки, снижая тем самым скорость движения воды в данных пропластках. Далее повышают давление нагнетания, тем увеличивая скорость вытеснения нефти водой из менее проницаемых пропластков.
Билет № 83
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 662; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!