Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение оригинальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Результат поиска


Наименование:


Шпаргалка Шпаргалка по: "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Информация:

Тип работы: Шпаргалка. Добавлен: 03.05.2013. Год: 2013. Страниц: 25. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


    Понятие “Разработка н. и г. месторождений”.
РНГМ – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющий объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с  целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скв.; число резервных скв.; управление разработкой месторождения, охрану недр и окруж. среды.
 
    Залежи и месторождения нефти и газа.
Залежь – единичное скопление нефти и газа в кол-ве достаточной для промыш. разработки.
Нефтяные и газ. местор. – это скопление углеводородов  в земной коре приуроченные к одной  или нескольким локализованным геологическим  структурам, т.е структурам находящимся  вблизи одного и того же географ. пункта.
Классиф. местор. нефти и газа:
1)по фазовому состоянию: однофазные – нефтяные залежи приуроченные к пластам-коллекторам содерж. нефть насыщенную в различной степени газом. Однофазные: нефтяные и газовые местор. или с газоконденсатной шапкой(75-25%); газо- или газоконденсатнонефтяные(60-40%); нефтегазовые или нефтегазоконденсатные(40-60%); газовые или газоконденсатные оторчкой(75-25%).
       2)по  объёму запасов:
 

Величина запасов

Уникальные
более 300
более 500
Крупные
30 – 300
30 – 500
Средние
10 – 30
10 – 30
Мелкие
менее 10
менее 10



Пористость, проницаемость горных пород, фазовая проницаемость. Свойства нефти и газа: плотность, вязкость и их изменение с давлением и температурой
3 Вида пористости:
1.общая пористость  вкл. В себя все абсолютно  все поры г.п.
2.открытая пористость  хар. сообщающиеся поры, которые  могут поглощать жидкость или  газ.
3.под эффективной пористостью  нефтенасыщенных и газонасыщенных  пород понимается объем проточных  пор через которые возможно движение жидкостей и газов при градиентах давления.
Коэффициент полной или  абсолютной пористости – отношение  объема пор к видимому объему
m=Vпор /Vобр
Сверхакипялные поры – больше 0,5мм
Капилярные – от 0,5 до 0,0002мм
Субкопилярные – меньше 0,0002мм
Общая(абсолютная) проницаемость  – проницаемость которая хар. только физ. свойства породы. Фактически это проницаемость пористой среды  которая определена при наличии  в ней лишь одного какой – либо фазы
Эффективная проницаемость  принято понимать проницаемость пород для какой – то одной жидкости или газа при движении в них многофазных систем.
Относительной проницаемости  пористой среды наз – ся отношении  эффективной проницаемости этой среды к абсолютной ее проницаемости  выраженное в процентах или долях едениц.
Плотность – ед.массы  заключенная в ед.объема
?=m/V 
При увел.температуры  плотность уменьшается, при увеличении давлении плотность понижается
Вязкость – свойство реальных жидкостей оказывать сопротивлении  сдвигающих кассательных усилиями
U = µ/?
Введем след.допущения:
- пласт круговой формы  в центре которого расположена  единственная совершенная скв
- пласт однородный  и изотропный постоянной толщены
- процесс течения флюида  изотермический
-давление жидкости  в пласте плоскорадиальный и соот.закону Дарси
 
    Приток жидкости к скважине. Формула Дюпюи.
ФОРМУЛА ДЮПЮИ - определяет дебит гидродинамически совершенной  скважины при плоско-радиальном подтоке  к ней однородной несжимаемой  жидкости в условиях напорного режима и линейного закона фильтрации

 
где k-коэффициент проницаемости, дарси; h - мощность пласта, см; Рк и Рс-давление на контуре питания и в скважине, ат; Rк и Rс-радиусы контура питания  и скважины, см; ? - вязкость жидкости, сантипуазы; Qr - дебит скважины, см3/сек. Ф. Д. широко применяется в нефтепромысловом деле.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
     Объект и система разработки. Характеристики систем разработки.
Объект разработки - это  искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое  образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин.
Основ особенности ОР – наличие  в нем промыш запасов Н определенная, присущая данному объекту группа скв, при помощи к-х он разраб-ся.
Факторы, влияющие на выбор ОР: 1. Геолого-физ  св-ва пород-коллект. 2. Физ-хим св-ва Н и Г. 3. Фазовое сост у/в и  режим пластов. 4. Условия управления процессом РНМ. 5. Техника и технология эксплуатации скв.
Влияние кажд из перечисленных факторов на выбор ОР д.б. сначала подвергнуто технологич и технико-эк анализу и только потом можно принимать решение о выделении ОР.
Сис-ма разработки – комплекс решений  по выбору технол эксплуатации ОР, определ  схемы размещения скв, а также плотности сетки скв.
Хар-ки сис-м разраб: 1. Параметр плотности  сетки скважин Sc, равный площади  нефтеносности, приходящейся на одну скв, независимо от того, является скв добывающей или нагнетательной.
Sc=Sn, где n – число  скв. Размерность = м2/скв. 
2. Параметр А.П. Крылова  Nкр, равный отношению извлекаемых  запасов нефти N к общему числу  скважин на месторождении:
Nкр=Nn, Размерность = тонн/скв.
3. Параметр ?, равный  отношению числа нагнетательных  скв к числу добывающих скважин:
?=nнnд, безразмерный.
4. Параметр ?р, равный  отношению числа резервных скв,  бурящихся дополнительно к основному  фонду скв на месторожд, к  общему числу скважин. 
?р=nрn, безразмерный.
 
     Режимы работы Н и Г пластов. Основ показатели разраб местор. Стадии разраб местор.
Режим раб залежи – преоблад вида пластовой энергии в процессе разраб.
1. Упруг режим —  приток нефти из порист среды  происходит за счет упругого  расширения жидкости (нефти), а также  уменьшения объема пор со снижением  пласт давления вследствие деформации  породы.
2. Водонапорный - с момента начала распространения депрессионной воронки за пределы ВНК в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин.
3. Реж растворенного  газа - обусловлен проявлением энергии  расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения. Снижение давления ниже значения Рнас, сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа всплывает, накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку.
4. Газонапорный - связан  с преимущественным проявлением  энергии расширения сжатого свободного  газа газовой шапки. 
В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают 2 вида:
1) упругий - в результате  снижения давления на ГНК вследствие  отбора нефти начинается расширение  объема свободного газа газовой  шапки и вытеснение им нефти.
2) жесткий отличается  тем, что давление в газовой  шапке в процессе отбора нефти остается постоянным.
5. Гравитационный - начинает  проявляться, когда действует  только потенциальная энергия  напора нефти (гравитационные  силы), а остальные энергии истощились. Разновидности: 
1) с перемещающимся  контуром нефтеносности, при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части;
2) с неподвижным контуром  нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти  находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта.
Процесс РНМ можно  условно разделить на стадии:
1. Когда происходят  разбуривание, обустройство месторождения,  ввод скважин и промысловых  сооружений в эксплуатацию, добыча  нефти растет, что обусловлено  в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения.
2. Макс добыча нефти.  Задача: дольше сохранить этот  период.
3. Резкое падение добычи  и значительным ростом обводненности  продукции скважин. 
4. Постепенное падение  добычи нефти, высокая обводненность
продукции скважин и  неуклонное ее нарастание – поздняя  или завершающая стадия.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
     Моделирование разработки месторождений. Модели пластов. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным характеристики вытеснения.
Моделирование, и как результат, модель процесса обеспечивают возможность при сравнительно небольших затратах в короткие сроки многократно (многовариантно) «проиграть» медленно протекающие процессы разработки в различных технологических условиях и тем самым выбрать рациональную технологию. При создании моделей процесса разработки нефтяных месторождений моделируют геолого- физические свойства пласта, его геометрическую форму, флюиды и процесс извлечения нефти и газа из недр.
Различают физическое и математическое моделирования. При физическом моделировании на модели, представляющей по существу натурный или масштабно уменьшенный образец оригинала (лабораторную, пилотную установки), воспроизводят и исследуют процессы, качественно одинаковые с процессами, протекающими, в реальном объекте.
Математическое моделирование заключается в исследовании процессов путем построения и решения системы математических уравнений, относящихся к собственно процессу и краевым условиям. Математическая модель основана на упрощении (идеализации) сложного реального процесса.
Системы математических уравнений решают аналоговым и вычислительным методами. Аналоговый метод математического моделирования базируется на подобии явлений и процессов различной физической природы, т. е. на широкой физической аналогии.
Вычислительные методы подразделяются на аналитические, численные и статистические.
Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения. Модели пластов подразделяются на детерминированные и вероятностно-статистические.
Детерминированные или адресные модели, это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов, т.е. стремятся получить как бы «фотографию» пласта. Практическое применение возможно только с использованием ЭВМ и применением математического метода конечных разностей.
Вероятностно-статистические модели  не отражают детальные особенности строения и свойств пластов. При их построении реальный пласт заменяется гипотети-ческим пластом, имеющим также же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный.
Одна из первых моделей  пласта — модель однородного по параметрам пласта. Она реализует гипотезу об однородности пласта как по площади, так и по вертикальному разрезу залежи. Главные параметры модели — это абсолютная проницаемость, пористость, нефтенасыщенность и эффективная толщина. Модель слоисто-неоднородного пласта включает в себя серию (два или более) пропластков (слоев) разной проницаемости, которые либо разделены практически непроницаемыми тонкими пропластками, либо гидродинамически свободно сообщаются между собой, либо частично сообщаются между собой. Модели трещиноватых и трещиновато-пористых пластов. В этих моделях соответственно непроницаемый и проницаемый однородные пласты рассекаются трещинами на блоки (матрицы) породы.
При водонапорном режиме фактор времени представлен обычно накопленной добычей жидкости, поэтому  методы прогнозирования основаны на построении характеристик вытеснения нефти водой. Под характеристиками вытеснения понимаются зависимости накопленной добычи нефти по рассматриваемому объекту от накопленной добычи жидкости или воды (при различных возможных модификациях координат в зависимостях).Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации характеристики вытеснения позволяет прогнозировать процесс обводнения и нефтеотдачи на будущий период. В настоящеее время известно много методов построения характеристик вытеснения. Часть из них основана на обработке только лишь промыслового материала, другая часть имеет теоретическое обоснование. Естественно, что большее предпочтение следует уделять теоретически обоснованным методам.
 
    Основы проектирования РНМ
- Выделение экспл.объектов и порядок ввода их в разраб.,выбор систем разработок
- Способы и режимы  экспл.,скв.выбор устьевого и внутрискваженного  оборудования мероприятия по  предупреждению и борьбе с  осложнениями при экспл.скв
-Уровни, темпы и динамика  добычи нефти, газа и жидкости  из пласта
- Вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением вопросы, связанны с особенностями применения метода повышения нефтеотдачи комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин
- Требования к системам  потдерживания пластового давления  качеству испол.агентов
- Требования к системам  сбора и промысловой подготовки  прод.скв
- Требования и рекомендации  к конструк.скв. и производству  буровых работ, методам вскрытия  пластов и освоения скв
- Спец. мероприятия по  охране недр и окр.среде при  бурении и эксплюскв.технике безопасности
Проектирование  разраб.месторождений  осуществляется путем построения и  технико – экономического анализа  большого числа различных вариантов  месторождений.Эти варианты могут  отличаться выбором экспл.объектов, способами агентов. Системами совмещения скв.режимами и способами их экспл.уровнями и продолжительности стабильной добычи нефти. Из этих вариантов выбирают не менее 3-х вариантов для этих схем и 2-х для проекта разработки. За тем расчитывается технологические – экономические показатели на весь срок разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант путем сопоставления технико – экономических показателей расчетных вариантов.
 
 
     Анализ разработки нефтяных и газовых месторождений.
В результате анализа  должны быть вскрыты главные тенденции развития явл. в залежи, причины сформир. в течении процесса и обоснов. методы его регулир.
Главная задача анализа  разраб. – это составл. фактических показателей с данными проекта либо с данными предыдущего анализа, выяснение причин изм. каждого показателя, уст. взаимосвязи и влияние основн. факторов.
Причинами отклон. фактич. показателей от проектных может быть вызвана неправильными исходными данными проекта, невыполн. проектных решений(режим раб. скв. , темп добычи нефти и закачки воды) допущ. расчётной методики.
При водонапорном режиме анализ процесса разраб. может вкл. след. задачи:
- Анализ геологич. модели месторож: уточнения геолог. строения месторож., свойств коллектора и флюидов.
- Анализ технолог. показателей разработки: динамика добычи нефти и газа; динамика энергетического состояния месторождения; динамика состояния обводнённости местор; динамика состояния выработки запасов нефти.
- Анализ состояния  техники добычи: фонда скв. по способом экспл.(разбивка скв. на группу по наиболее рациональн. способу); применяемых методов обработки призабойной зоны; применяемых способов технологии и техники экспл. скв. и состояния наземного и подземн. оборуд.; система сбора, подготовки и транспортир. нефти и попутной воды; система диспечеризации и автоматизации контроля и управл. работой оборуд. и процесса добычи.
- Анализ экономич. показателей: себестоимости, капитальных вложений, производительности труда, рентабельности предприятия.
Заключ. частью анализа  разраб. явл. прогноз процесса разраб. связаны с предсказанием течения технологич. процессов в будущем как при неизм. усл. так и провед. работ по регулированию
                                                                           
    Контроль и регулирование разработки.
Контроль процесса разработки это сбор, обработка и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. Задачей контроля является обеспечение высокого качества первичной информации.Информация должна включать весь перечень необходимых для анализа сведений. Для определения объема информации и повышения ее точности используют методы математической статистики, теории случайных чисел и др. А также качество информации и надежность принимаемых решений повысилась  при вводе автоматизированной системы сбора и обработки информации как подсистемы автоматизированной системы управления технологическим процессом(АСУ ТП).
Задачами контроля является подготовка исходных данных для составления проекта разработки в начальный период эксплуатации. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти; определение показателей эффективности систем разработки и методов его регулирования. Можно привести пример нескольких частных задач: контроль выработки запасов, контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования, контроль осложняющих условий добычи нефти, контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи.
Регулирование разработки это целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений с целью повышения технологических и экономических показателей разработки и достижения их максимума.
Регулирование проводят на основе таких критериев: технологические -максимальный дебит, максимальное количество добытой нефти, минимальный объем  добываемой и закачиваемой воды и  др; экономические - минимум затрат и максимум нефтеотдачи.
Две группы по признаку изменения  системы воздействия(по Баишеву):1) без  изменения системы воздействия  и добуривания новых скважин(воздействие  на призабойную зону пласта, изменение  технологических режимов работы скважины).2)частичное и полное изменение и добуривание новых скважин.
Задачи регулирования  на стадиях разработки скважины.
1)увеличение продуктивности  скважины, выравнивание и расширение  профиля притока нефти.2)Обеспечение  возможно длительного периода  стабильной добычи нефти.3)замедление темпов падения добычи нефти и обеспечение заданной добычи при меньших объемах воды.4)дренирование невыработанных пропластков и участков залежи.
Также существуют некоторые  технологические, технические, планово-экономические  ограничения.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
     Методы прогнозирования показателей разработки.
Под прогнозированием понимается установление заключения о предстоящем  развитии, т. е. предсказание о течении  технологического процесса разработки в будущем. Следовательно к методам  прогнозирования относят все методы моделирования процесса разработки. Различают краткосрочное или текущее (до 3 лет) и перспективное или долгосрочное (на 5, 10, 15, 20 и более лет) прогнозирования. Статистическое прогнозирование становится важным разделом теории проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений, особенно на поздней стадии. В нефтепромысловой практике в основном проводится прогноз текущей и накопленной добычи нефти и жидкости, обводненности продукции и коэф. нефтеотдачи, а также определение начальных извлекаемых запасов нефти.
Статистические методы прогноза можно разделить на три  группы:
-основанные на выявление  закономерностей, полученных в  результате анализа фактических  данных по одним месторождениям, и на прогнозирование показателей  разработки по новым, другим, в некоторой степени аналогичным месторождениям (методы экстраполяции на другие месторождения);
-основанные на исследовании  заводненных зон пласта (объемные  методы)
-использующие зависимость одних  технологических показателей от  других (методы взаимосвязи технологических показателей).
При водонапорном режиме фактор времени  представлен обычно накопленной  добычей жидкости, поэтому методы прогнозирования основаны на построение характеристик вытеснения нефти  водой. Под характеристиками вытеснения понимаются зависимости накопленной добычи нефти по рассматриваемому объекту от накопленной добычи жидкости или воды (при различных возможных модификациях координат в зависимостях). Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации характеристики вытеснения позволяет прогнозировать процесс обводнения и нефтеотдачи на будущий период. В настоящее время известно много методов построения характеристик вытеснения. Часть из них основана на обработке только лишь промыслового материала, другая часть имеет теоретическое обоснование. Большее предпочтение следует уделять теоретически обоснованным методам.
 
    Факторы, повышающие нефтеотдачу пластов.
Коэф.вытеснения нефти  водой зависит от след. факторов:
- минералогического состава и  литологической микроструктуры  пород-коллекторов нефти(глинистости пород), распределение пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, микротрещин;
- отношение вязкости нефти к  вязкости воды, вытесняющей нефть;
- структурно-механических (неньютоновских) св-в нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;
- смачиваемости пород водой  и характера проявления капиллярных  сил в породах-коллекторах с  различной микроструктурой;
- скорости выетснения нефти  водой.
Коэф.охвата пластов зависит от след. факторов:
- физ. св-ва и геол. неоднородность  разрабатываемого пласта в целом;
- параметр системы разработки  месторождений;
- использование ННС, применение  гидравлического разрыва пласта, давления на забоях нагнетательных  и добывающих скважин;
- применение методов воздействия на ПЗП;
- применение способов и технических  средств эксплуатации;
- применение методов управления  процессов разработки путем частичного  изменения процессов разработки  или без изменения системы  разработки месторождения.
 
13. Классификация методов повышения нефтеотдачи пластов.
Гидродинамические методы – циклическое заводнение, изменение  направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а  также методы воздействия на призабойную  зону пласта;
Физико-химические методы – заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);
Газовые методы – водогазовое  циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления;
Тепловые методы –  вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая  обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя  нефти.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
14. Условия и критерии применимости методов ПНП
Применимость методов повышения  нефтеотдачи пластов определяется геолого-физическими условиями.
Таблица 1. Основные критерии для применения тепловых методов повышения нефтеотдачи.

Таблица 2. Основные критерии для применения физико-химических и  газовых методов повышения нефтеотдачи.

Для месторождений с  маловязкими нефтями, разрабатываемых  с использованием заводнения, к наиболее перспективным можно отнести  следующие методы: гидродинамические, применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями – использование пара; внутрипластовое горение. Остальные методы будут применяться в основном для интенсификации добычи нефти и регулирования процесса разработки.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15. Гидродинамические методы ПНП при заводнении
Назначение гидродинамических  методов – увеличение коэффициента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных  объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу.
Циклическое заводнение
Технология его заключается  в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывном  или периодической добыче жидкости из залежи. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращения закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них.
Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с  обычным заводнением следующие:
    наличие слоисто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов;
    высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышения нефтеотдачи составляет 5-6 % и более, тогда как на поздней – лишь 1 – 1,5%);
    технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов);
    возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания и отбора объем закачки должен увеличится в 2 раза, а в полупериод снижения давления – сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин).
Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Изменение направлений фильтрационных потоков.
Технология метода заключается  в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится в другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90 гр. Физическая сущность процесса состоит в следующем. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).
Изменение направления  фильтрационных потоков достигается  за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и  закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Он более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.
Создание высоких  давлений нагнетания.
Величина давления нагнетания влияет на технико-экономическую эффективность  заводнения. При существующих режимах  закачки воды заводнением охватывается только небольшая часть нефтенасыщенной  толщины пласта; при определенных давлениях нагнетания проницаемые (а часто и высокопроницаемые) коллекторы воды не принимают; при повышении давления нагнетания до вертикального горного увеличивается толщина интервалов пласта, принимающих воду (охват толщины заводнением); индикаторная зависимость приемистости от давления нагнетания нелинейная, причем темп прироста приемистости существенно выше, чем темп прироста давления. С ростом давления нагнетания трещины пласта раскрываются и увеличивается их проницаемость; преодолевается предельный градиент давления сдвига для неньютоновских нефтей и систем; возникают инерционные сопротивления, вызывающие противоположное первым двум факторам искривление индикаторных лин
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы



Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.