Вытеснение нефти водой и газом. Вытеснение нефти горячей водой реферат


Вытеснение нефти водой | Бесплатные курсовые, рефераты и дипломные работы

 

При проектировании разработки нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима, когда нефть вытесняется в скважины напором краевых вод, необходимо учесть стягива­ние контура нефтеносности.

С вытеснением нефти водой приходится встречаться и при расчетах деформации водонефтяного контакта. Аналогичные задачи возникают и при эксплуатации газовых месторождении с краевой или подошвенной водой.

Предполагается, что вытеснение «поршневое» и граница раз­дела двух жидкостей является некоторой поверхностью. При решении задач о вытеснении учитывается различие в вязкостях нефти и воды. Плотности нефти и воды считаются одинако­выми. Это дает возможность рассматривать границу раздела двух жидкостей вертикальной. В общем случае на границе раз­дела двух жидкостей с различными физическими свойствами

происходит преломление ли­ний тока. Учет этого пре­ломления и составляет глав­ную трудность в точном … реше­нии задачи о вытеснении неф­ти водой (или газа водой). Линии тока не преломляются при прямолинейно-поступа­тельном и радиальном движе­ниях, когда в начальный мо­мент времени они перпендику­лярны границе раздела. В этих случаях получены точные решения, в которых жидкости (нефть, вода) принимаются несжимаемыми, пласт — гори­зонтальным, режим пласта — водонапорным, фильтрация — происходящей по линейному закону.

При прямолинейном движении границы раздела (рис. 66), когда в начальном положении она параллельна галерее, в пласте с постоянными мощностью, пористостью и проницае­мостью формула для дебита галереи имеет вид

(X.1)

где l — длина пласта; s — расстояние от контура питания до водонефтяного контакта.

Из приведенной формулы видно, что дебит нефти при задан­ных постоянных значениях рни ргвозрастает при продвижении границы раздела, если mн>mв.

Время вытеснения нефти водой в случае прямолинейно-поступательного движения границы раздела подсчитывается по формуле

(X.2)

где s0— координата, определяющая положение границы раз­дела в начальный момент времени.

Чтобы найти время полного вытеснения нефти, нужно в фор­муле (Х.2) положить s = l.

Аналогичная картина наблюдается и в условиях плоскорадиальной фильтрации (рис. 67). В этом случае дебит оп­ределяется по формуле

(X.3)

где r — координата, определя­ющая положение границы раз­дела нефть — вода в момент t.

Время радиального перемещения границы от начального по­ложения r = ro (при t = 0) до r находится по формуле

(X.4)

Различие вязкости нефти и воды существенно влияет как на время извлечения нефти (газа) из пласта, так и на характер продвижения контура водоносности.

Допустим, что первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте А В не параллельно галерее (рис. 68). Для решения задачи о продвижении водонефтяного контакта в ука­занных условиях используют приближенный метод «полосок», предложенный В. Н. Щелкачeвым. Рассматривается послойное движение частиц. Выделяют несколько узких полосок, и в пре­делах каждой полоски рассматривают вытеснение как поршне­вое с контуром водоносности, параллельным галерее. При усло­вии mн > mв скорость точки В больше, чем скорость точки А, отсюда можно сделать вывод, что скорость движения «водяного языка» в наиболее вытянутой точке по мере его движения к галерее (или прямолинейной цепочке скважин) растет быст­рее, чем скорость его основания и остальной части контура водо­носности.

 

§ 2. Конус подошвенной воды. Определение предельного безводного дебита скважины

 

При отборе нефти (газа) из гидродинамически несовершен­ной по степени вскрытия скважины в пласте с подошвенной во­дой происходит деформация границы водонефтяного контакта. Образующееся повышение уровня воды называется конусом подошвенной воды (рис. 69). При увеличении дебита конус под­нимается, и при некотором предельном значении Q = Qпред про­исходит прорыв подошвенной воды в скважину. Условием ста­бильности конуса является равенство градиента давления на вершине конуса удельному весу воды:

(X.5)

Методы расчета предельных безводных дебитов были пред­ложены И. А. Чарным, II. Ф. Ивановым, Н. С. Пискуновым, Д. А. Эфросом, Г. Дж. Мейером, О. А. Гайдаром и др.

Н. А. Чариый, сопоставляя движение нефти при наличии

конуса подошвенной поды с напорным равнодебитным движе­нием нефти в пласте постоянной мощности h(Rо)=hои исполь­зуя условие стабильности конуса (Х.5), получил формулу для верхнего значения предельного безводного дебита в однородно-анизотропном пласте, в каждой точке которого значение коэф­фициента проницаемости в горизонтальном направлении kгор резко отличается от значения коэффициента проницаемости в вертикальном направлении kнерт, в виде:

(X.6)

где = b/hо; q( ) —безразмерный дебит.

Кривые q( ) для различных значений r = R0/xh0 показаны на рис. 70. Здесь х = — коэффициент, учитывающий анизотропию пласта.

На рис. 70 приведены также графики для расчета высоты подъема конуса умах, соответствующей Q1.

Рассматривая предельный случай, в котором вершина водя­ного конуса находится у забоя скважины, П. Ф. Иванов вывел приближенную формулу для предельного безводного дебита скважины, аналогичную формуле (VI.5) дебита скважины при безнапорном движении

(X.7)

 

Задача 95

 

В полосообразном пласте имеет место поршневое вытесне­ние нефти водой. Первоначальная граница раздела вертикальна и параллельна галерее. Длина пласта Lк = 5 км, длина зоны, занятой нефтью в начальный момент, — 1 км. Динамические коэффициенты вязкости нефти mн = 4 сП, воды mв = 1 сП. Найти отношение дебита галереи в начальный момент эксплуатации и дебита той же галереи, когда весь пласт заполнен нефтью. Определить отношение времени вытеснения нефти водой и нефти нефтью.

Ответ: Qн-в/Qн-н = 2,5; Тн-в/Тн-н =0,325

 

Задача 96

 

Определить время продвижения нефти от контура водонос­ности до скважины в случае плоскорадиального движения по закону Дарси и сопоставить его со временем прохождения того же пути водой. Определить дебит скважины в начальный мо­мент времени и в момент обводнения. Расстояние до контура питания Rк = 10 км, первоначальный радиус водонефтяного контакта rо = 450 м, мощность пласта h = 10 м, пористость пласта m = 20%, коэффициент проницаемости пласта k = 0,2 Д, коэф­фициенты вязкости нефти mн = 5 мПа×с, воды mв = l мПа×с, давление на контуре питания рк=9,8 МПа (100 кгс/см2), дав­ление на забое скважины рс = б,86 МПа (70 кгс/см2), радиус скважины rс = 0,1 м.

Ответ:Т = 46,2 лет; Тв = 12,5 лет; Qнач = 72,2 м3/сут; Qкон = 283 м3/сут.

 

Задача 97

 

Положение водонефтяного контакта в пористом пласте, изображенном в плане на рис. 71, в начальный момент времени показано линией ab, не параллельной галерее. Найти скорость фильтрации в точках а и b.

Определить положение точки а, когда точка b достигнет галереи. Расстояние от галереи до контура питания Lк=10 км, расстояние от контура питания до точки а рав­но ха = 9200 м, расстояние до точки b xb = 9500 м, коэффи­циенты вязкости нефти mн = 6 сП, воды mв = 1 сП, коэффициент проницаемости пласта k = 1Д, коэффициент пористости пласта т = 20%, давление на контуре питания рк= 9,8 МПа (100 кгс/см2), давление на забое галереи рг= 6,86 МПа (70 кгс/см2).

Решение.Задачу будем решать приближенным методом по­лосок, предложенным В. Н. Щелкачевым. Выделим впласте две узкие полоски в окрестностях то­чек а и b и будем считать, что в каждой из них граница раздела нефть — вода вертикальна и па­раллельна галерее. В каждой по­лоске перемещение границы раз­дела будем рассчитывать по фор­мулам для поршневого прямоли­нейно-параллельного вытесне­ния.

Найдем скорости фильтрации в точках а и b.

м/с,

м/с.

Определим время, за которое точка b достигнет галереи:

Найдем положение точки а, когда точка b достигнет галереи:

т. е. точка а будет отстоять от галереи на 360 м и граница раз­дела нефть—вода примет положение a’b’.

 

Задача 98

 

Определить предельный безводный дебит скважины, вскрыв­шей нефтяной пласт с подошвенной водой, если Rк = 200 м, радиус скважины rс= 10 см, нефтенасыщенная мощность пласта ho =12 м, разность плотностей воды и нефти rв— rн = 0,398 г/см3, динамический коэффициент вязкости нефти mн = 2,54 сП. Пласт считать однородным по проницаемости (х = 1), k = 1 Д.

Задачу решить по формуле Н. Ф. Иванова и по методу, пред­ложенному И. А. Чарным при мощности вскрытой части пласта b, равной 6 м и 2 м.

Решение.Определим предельный безводный дебит по при­ближенной формуле Н. Ф.Иванова

1)

По графикам И. А. Чарного (см. рис. 70) найдем (r, h) = Qпр/Q0, где

q(16.6; 05) = 0.097, откуда Qпр = 0,097×123 = 11,95 м3/сут

2)

q(16.6; 0,166) – 0,14, Qпр=0,14×123 = 17,2 м3/сут

Как видно из расчетов, формула II. Ф. Иванова дает резко заниженный предельный безводный дебит по сравнению с пре­дельным безводным дебитом по методу И. А. Чарного.

 

Задача 99

 

По данным предыдущей задачи определить высоту подъема конуса подошвенной воды по методу И. А. Чарного.

Решение.

1.Определим по графикам И. А. Чарного hmax = ymax/(ho—b} в зависимости от р = R0/xh0 = 16,6 и

;

hmax = 0,81, откуда высота подъема вершины конуса

Уmax = 0,81(12-6)=4,86 м.

2)hmax(16,6; 0,167) = 0,7,

Уmax = 0,7(12-2) = 7 м.

 

Задача 100

 

Определить предельно допустимую депрессию при отборе нефти из скважины, вскрывающей пласт с подошвенной водой на глубину b = 12,5 м. Мощность нефтеносной части пласта в от­далении от скважины hо = 50 м, проницаемость пласта k = 0,5Д, плотность воды rв= 1 г/см3, плотность нефти rн = 0,7 г/см3, дина­мический коэффициент вязкости нефти mн = 2 сП, расстояние до контура питания Rк = 200м, диаметр скважины dc= 21,9 см, пласт считать изотропным (х = kгор/kверт = 1).

Решение.По методу И. А. Чарного определим приближенное значение предельного безводного дебита нефти

По графику зависимости q от р и (см. рис. 70) при значе­нии р = 4 и = 0,25 получаем

q(0.25; 4) = 0,173

Q1 = 1.175×10-2×0.173 = 2.04×10-3 м3/с.

Предельно допустимую депрессию найдем из решения Маскета о притоке к скважине гидродинамически несовершенной по степени вскрытия

 

здесь значение функции (0,25) = 4,6 (см. рис. 34).

refac.ru

применение метода вытеснения нефти горячей водой для повышения

применение метода вытеснения нефти горячей водой для повышения эффективности разработки на примере пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Работу подготовил студент: Гуляс. Т. С Группа: РЭНГМ-16 -01 Пре подаватель: Покрепо А. А.

Схема вытеснения из пласта нефти водой и газом В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни» . Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а, следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов, непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например, до 50 -60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды.

Закачка горячей воды. В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя ее до кипения, так как при высоких давлениях (25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не различается. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных геолого-физичских условиях.

Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 3. 1. Эта схема обычно представляется исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т. е. движение теплового фронта, и массоперенос, т. е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород. При закачке горячей воды в пласте формируется две зоны: зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.

При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, - в неизотермическнх. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи.

Приготовление горячих теплоносителей для закачки их в пласт может осуществляться как на поверхности, так и на забое нагнетательной скважины. В первом случае (паровые или водогрейные котлы или различного рода нагреватели) неизбежны большие потери теплоты, а следовательно, и температуры теплоносителя при его движении от устья скважины до забоя. Поэтому закачка теплоносителя в глубокие скважины вообще может быть неэффективной. При установке генератора теплоты непосредственно на з; абое такие потери исключаются. Технически гораздо проще приготовить теплоноситель на поверхности, нежели на забое скважины. Создание забойных теплогенераторов нужной производительности и надежности пока осуществить не удается. Охлаждение горячей воды при закачке можно рассчитать, например, по формуле, полученной согласно упрощенной расчетной схеме А. К). Намиотом. Результаты расчетов по этой формуле показаны на графике Изменение температуры забоя от длительности закачки (Q = 600 м 3/сут)

Таким образом, запасы высоковязких нефтей и природных битумов гораздо больше запасов традиционной мало- и средневязкой нефти. Распространение месторождений трудноизвлекаемого сырья в мире достаточно широкое. Наиболее активная деятельность по разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов ведется в Канаде, США, России, Венесуэле. В России также широка география тяжелых нефтей, но наибольшее их преобладание в европейской части страны. Не все российские нефтяные компании гонятся за трудно извлекаемыми углеводородами с целью получения прибыли, т. к. разработка таких месторождений подчас бывает убыточной, несмотря на государственную поддержку. Однако, некоторые компании имеют приоритетным направлением разработку именно таких месторождений (н-р «Татнефть» , «Удмуртнефть» , «Коминефть» )

present5.com

Вытеснение нефти водой | Бесплатные курсовые, рефераты и дипломные работы

Для установления степени вытеснения нефти водой следует выявить залежи, а также отдельные пласты и прослои, на кото­рых влияние закачки сказывается недостаточно или вообще не сказывается. Это нередко наблюдается и на участках с хоро­шей гидродинамической связью зоны нагнетания с зоной от­бора, на которых недостаточность влияния закачки обусловлена главным образом тем, что из нескольких пластов (или про­слоев), объединенных в один объект разработки в нагнетатель­ных скважинах при совместной закачке, воду принимают только один-два пласта с лучшими фильтрационными свойст­вами. Для повышения приемистости таких пластов осуществ­ляют селективный гидроразрыв в них (с применением пакеров), повышение давления нагнетания, обработку призабойной зоны химическими реагентами, раздельную закачку в объект нагнета­ния с использованием соответствующего оборудования путем разукрупнения объекта и т. п. Полезно также изменение на­правления … фильтрационных потоков жидкости в пласте путем периодической остановки отдельных групп нагнетательных скважин с последующим пуском их через 2—4 месяца.При регулировании разработки большое внимание должно быть уделено контролю отбора жидкости в эксплуатационных скважинах и закачки воды в нагнетательных скважинах в це­лях более или менее равномерной промывки водой всех участ­ков пласта. При этом следует иметь в виду, что эффективность процесса разработки зависит также и от экономического расхо­дования рабочего агента — воды.

Необходимо вести наблюдение за характером продвижения контура нефтеносности, так как выработка запасов нефти осу­ществляется только в тех зонах, в которых происходит продви­жение фронта воды. В связи с этим возникает вопрос о регу­лировании фронта движения воды, т. е. контура водоносности. Оно оказывается возможным лишь в более или менее однород­ных пластах. В неоднородных пластах обеспечить равномерное стягивание контура нефтеносности путем соблюдения со­ответствующих отбора жидкости и закачки воды крайне трудно.

В таких случаях регулирование движения контура водонос­ности должно осуществляться в пределах имеющихся возмож­ностей с учетом разнообразия проводимых для этого мероприя­тий, а именно: ограничения отбора в высокопроницаемых пластах (если это целесообразно), форсирования отбора в плохо проницаемых пластах (с помощью повышения давления нагне­тания, путем раздельной закачки, дополнительно очагового заводнения) и др.

Иногда может оказаться рациональной организация опере­жающего вытеснения нефти из нижних пластов объекта раз­работки по сравнению с верхними благодаря технической воз­можности изоляции нижних пластов по мере их обводнения.

В процессе регулирования разработки и для ее интенсифи­кации приходится решать задачу выбора оптимального забой­ного давления в эксплуатационных скважинах. Практика работ в Башкирии, Татарии и в других районах показала, что сниже­ние забойного давления ниже давления насыщения эффективно в безводных эксплуатационных скважинах, а в обводненных скважинах целесообразность такого снижения забойного дав­ления требует дальнейшего изучения.

Важным моментом регулирования разработки является также своевременная изоляция обводнившихся пластов в экс­плуатационных скважинах, что в значительной мере повышает технико-экономические показатели разработки залежи, по­скольку в этом случае резко сокращается объем отбираемой по­путно с нефтью воды.

Наконец, следует отметить, что большую помощь при иссле­довании характера вытеснения нефти из объекта оказывают карты изобар. Изучение карт изобар и участков повышенного и пониженного пластового давления дает возможность судить о равномерности осуществления системы разработки и необхо­димости . проведения более интенсивного отбора жидкости на участках повышенного давления, что обеспечит более полно­ценное вытеснение нефти из объекта.

Анализ карт изобар позволяет также установить участки с аномальным пластовым давлением, образующимся вследст­вие межпластовых перетоков (в раздельно эксплуатируемых пластах) жидкости при наличии хорошей гидродинамической связи между пластами, что усложняет условия выработки этих пластов.

Большое значение для полного вытеснения нефти водой яв­ляется воздействие на залежь водными растворами поверх­ностно-активных веществ (ПАВ). Молекулы ПАВ значительно снижают поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, что способствует более полному ее вытеснению.

refac.ru

Вытеснение нефти водой и газом

Поскольку движение жидкостей  неустановившееся, то это вызывает изменение давления в разных точках пласта. В случае сжимаемых жидкостей  такое перераспределение давления приводит к изменению скоростей  движения.

 

Время перераспределения  давления за счет сжимаемости жидкостей  существенно меньше, чем время  вытеснения, поэтому влиянием сжимаемости  на процесс вытеснения можно пренебречь.

Непоршневое вытеснение нефти - это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.

Вопросы вытеснения нефти  водой изучались многими исследователями. Механизм вытеснения нефти водой  из микронеоднородных гидрофильных пористых сред можно представить  так (по М.Л. Сургучеву). В чисто нефтяной зоне пористой среды перед фронтом  внедрения воды движение нефти происходит непрерывной фазой под действием  гидродинамических сил. По крупным  поровым каналам нефть движется быстрее, чем по мелким. На фронте внедрения воды в нефтяную зону, в масштабе отдельных пор, движение воды и нефти полностью определяется капиллярными силами, так как они превосходят гидродинамические силы на малых отрезках пути. Вода под действием капиллярных сил устремляется с опережением преимущественно в мелкие поры, вытесняя из них нефть в смежные крупные поры до тех пор, пока разобщенные крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой. Если крупные поры образуют непрерывные каналы, то вода по ним будет двигаться с опережением. Тем не менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярных сил также переместится в уже обводненные крупные поры и останется в них в виде отдельных глобул.

Таким образом, мелкие поры оказываются заводненными, а крупные  остаются в разной степени нефтенасыщенными. В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтом внедряющейся воды и задним фронтом подвижной нефти, водонасыщенность пласта вдоль потока уменьшается от предельной водонасыщенности при неподвижной нефти до некоторой фронтальной водонасыщенности. В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти. Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефть в крупных порах, а нефть перемещается в незаводненной части среды. Соотношение скоростей движения воды и нефти определяется распределением пор по размерам, водонасыщенностью и объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части среды, а также распределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды. В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются кривыми фазовых (или относительных) проницаемостей.

За задним фронтом подвижной  нефти нефтенасыщенность обусловлена наличием нефти в разрозненных, крупных, блокированных водой порах. Непрерывных, нефтенасыщенных каналов, вплоть до добывающих скважин, в этой зоне нет, нефть является остаточной,

 

 

неподвижной. Но нефть в  глобулах не теряет способности двигаться  при устранении капиллярных сил.

Поршневое вытеснение нефть вода.

Если пористая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически для всех нефтеносных  пластов, то остаточная нефть может  оставаться в порах также в  виде пленки.

В гидрофобных коллекторах, которые на практике встречаются  редко, связанная вода распределена прерывисто и занимает наиболее крупные  поры. Закачиваемая вода смешивается  со связанной водой и остается в крупных порах. Остаточная же нефть  остается в виде пленки в крупных  порах и в порах меньшего размера. Она также не теряет способности  двигаться при устранении капиллярных  сил. На этом основаны теории методов  увеличения нефтеотдачи пластов.

В заводненной зоне гидрофильного  пласта остается рассеянной 20-40 % нефти  от первоначального ее содержания в  зависимости от проницаемости, распределения  размеров пор и вязкости нефти, а  в гидрофобном пласте - уже 60-75 %.

Многофазная фильтрация с  учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу. Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газа и воды предложили М. Маскет и М. Мерее (1936г.), которые считают, что углеводороды представлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному закону Генри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт (1942 г.). В 1953 г.Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил.

Согласно наиболее простой  модели Баклея - Леверетта непоршневое вытеснение, как известно из подземной гидрогазодинамики, описывается уравнением доли вытесняющей жидкости (воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью.

Рис. 5 - Зависимость нефтенасыщеноости от границы фронта

ВНК при поршневом и непоршневом вытеснении  (t1< t2<t3).

 

 

  1.  РАСЧЕТНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

Сколько жидкости необходимо закачать в пласт  Q(ед. времени) через нагнетательную скважину, чтобы поддерживать давление на стенки скважин на уровне = 1,9 МПа. Радиус скважины , ,

  , ,

 

 

Используя  формулу Дюпюи находим объемный дебит скважины

 

 

 

 

 

 

 

Приложнение 1

h (м)

(м)

µ(сПз)

K(мD)

P(МПа)

9

1000

1,1

100

1,4

10

1050

1,2

104

1,5

11

1100

1,3

108

1,6

12

1150

1,4

112

1,7

13

1200

1,5

116

1,8

14

1250

1,6

120

1,9

15

1300

1,7

124

2

16

1350

1,8

128

2,1

17

1400

1,9

132

2,2

18

1450

2

136

2,3

19

1500

2,1

140

2,4

20

1550

2,2

144

2,5

21

1600

2,3

148

2,6

22

1650

2,4

152

2,7

23

1700

2,5

156

2,8

24

1750

2,6

160

2,9

25

1800

2,7

164

3

26

1850

2,8

168

3,1

27

1900

2,9

172

3,2

28

1950

3

176

3,3

29

2000

3,1

180

3,4

30

2050

3,2

184

3,5

31

2100

3,3

188

3,6

32

2150

3,4

192

3,7

33

2200

3,5

196

3,8

34

2250

3,6

200

3,9

35

2300

3,7

204

4

36

2350

3,8

208

4,1

37

2400

3,9

212

4,2

 

 

 

Заключение 

 

Вытеснение нефти –  сложная проблема , для которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. За многолетнюю практику предложено множество методов и технологических приемов.

Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физикохимии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет к получению новых методов основанных на новых физических принципах 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список  литературы:

 

  1. http://mysagni.ru/ucheba/razrabotka/208-mehanizm-vytesneniya-nefti-gazom-vysokogo-davleniya-pri-smeshenii.html
  2. http://www.neftelib.ru/neft-book/001/11/index.shtml
  3. http://www.peak-oil.ru/sentiment.php?pr003
  4. www.dobi.oglib.ru/bgl/236/441.html
  5. Шуров В. И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. - М.: Недра. - 1983.
  6. Чарный И.А.  Подземная гидрогазодинамика. – М.: Изд-во нефтяной и горно-топливной лит-ры, 1963. – 396с.
  7. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984.– 211с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Руководитель: Дегтярев В.А. Страница

stud24.ru