Избранное
ЭБ Нефть
и Газ
Главная
Оглавление
Поиск +
Еще книги ...
Энциклопедия
Помощь
Для просмотра
необходимо:


Книга: Главная » Введенский Б.А. Большая советская энциклопедия Том 29
 
djvu / html
 

510
НЕФТЕДОБЫЧА
ста, называемую в этом случае газовой шап-к о и. При эксплуатации нефтяного пласта, в результате снижения давления и выделения газа из раствора в нефти, объём газовой шапки увеличивается.
Вода, нефть и газ распределяются в залежи в соответствии с их плотностью: вода в нижних, нефть в промежуточных и газ в наиболее высоких зонах пласта.Однако как в нефтяной.так и в газовой зонах пласта сохраняется нек-рое количество воды, колеблющееся от нескольких процентов до 50—60%. Это — т. н. связанная вод а, удерживаемая в породе силами молекулярного притяжения и в движении нефти, обусловленном эксплуатацией залежи, не участвующая. Между водяной и нефтяной частями пласта располагается переходная зона толщиной в несколько метров, в к-рой водонасыщен-ность постепенно снижается от 100% до минимума, соответствующего содержанию в нефтяной части пласта связанной воды.
Нефтяной пласт может иметь промышленное значение лишь в том случае, если горная порода, из к-рой он сложен, отличается пористостью и проницаемостью, достаточными для продвижения нефти к забою скважины. Пористостью горной породы называется отношение объёма пор в образце к общему его объёму. Различают пористость общую и эффективную. Эффективная пористость «включает объём только взаимно связанных пор,по к-рым может происходить движение нефти; общая (абсолютная) пористость включает объём также изолированных пор. Эффективная пористость нефтенасыщенных горных пород находится в пределах от нескольких процентов до 30—35%; средняя эффективная пористость песчаников (наиболее промышленно важного коллектора нефти) обычно 18—22%. Проницаемостью горной поводы называется её способность пропускать через себя жидкости и газы; она определяется эффективной пористостью, а также размерами и формой пор. Единицей проницаемости является дарси (в честь франц. учёного Дарси), характеризующий породу, через 1 см2 сечения к-рой в 1 сек. при перепаде давления в 760 мм рт. ст. на расстояние 1 см протекает 1 см3 жидкости вязкостью в 1 сантипуаз. Проницаемость содержащих нефть горных пород лежит в широких пределах от 0,01 до 5 дарси.
При оценке продуктивности нефтяной залежи необходимо учитывать и степень трещиновато с т и пластов. Известны случаи, когда скважины, заложенные в плотных породах, отличаются высокой производительностью, что объясняется наличием в пластах (или массивах) сильно развитой системы трещин.
Нефть и газ. Свойства нефти (см.) в пласте значительно отличаются от её свойств после извлечения на поверхность вследствие того, что в нефти, находящейся в пласте, растворено большое количество газа. При повышении давления, под к-рым находится нефть, количество растворённого в ней газа увеличивается. Однако вследствие многокомпоиентности состава нефтяных газов эта зависимость растворимости от давления но имеет строго линейного характера; коэфициепт растворимости (т.е.увеличение количества растворённого газа при повышении давления на 1 am) находится обычно в пределах от 0,5 до 1 м3 газа на 1 м3 нефти. Газонасыщенность (содержание растворённого газа) нефти, находящаяся в пределах от нескольких до 150—170 ма/т, очень важна для оценки плотности нефти в пласте и условий её притока к забоям скважин: чем выше газонасыщенность, тем легче движется нефть, тем
больше производительность скважин. В нек-рых нефтяных залежах нефть неполностью насыщена газом, и выделение его из раствора происходит лишь после снижения давления до нек-рой величины, называемой давлением насыщения. Если эксплуатировать залежь при давлениях, больших давления насыщения, то нефть будет двигаться к забоям скважин в однофазном состоянии, что значительно снижает гидравлическое сопротивление. Большое значение имеет ивязкость пластовой неф-т и, находящаяся в пределах от 0,5 до 100 сантипуаз (обычно от 2 до 5 сантипуаз): чем она выше, тем больше сопротивление движению нефти. Приток нефти к забоям эксплуатационных скважин обусловливается разностью между пластовым и забойным давлением, к-рая носит название депрессии или переп ада. Разность эта создаётся в результате отбора нефти при её откачке насосами или при естественном фонтанировании.
Для расчёта притока нефти (так же как и любой другой однофазной жидкости) к одиночной сква-
2rV/lAP
жине пользуются формулой Дюпюи: Q = ——д-, где
V- Ш —
Q — производительность (дебит) скважины в см3/сек, h — мощность вскрытой части пласта в см, k — проницаемость пород в дарси, ДР — депрессия пластового давления в am, p. — вязкость пластовой нефти в сантипуазах, г— радиус забоя скважин, R — радиус воронки депрессии(расстояние от оси скважины до контура, на к-ром отмечается восстановление пластового давления). В технич. единицах эта фор-
, _ 23,5Tfrft&p л , мула приобретает вид: Q =--------g—. где Q — дебит
ьс-ig—
скважины в тоннах в сутки,у — плотность нефти в т/м3, Ъ — коэфициент увеличения объёма нефти в пласте (в связи с насыщением газом) в сравнении с объёмом её на поверхности.
Формула Дюпюи применима только для случая движения однофазной жидкости (т. о. нефти без свободного газа), при линейном режиме фильтрации, т. е. когда дебит прямо пропорционален депрессии.
Когда пласт вскрыт не на всю мощность, а также когда забой скважины не открытый, а в нём установлена колонна перфорированных труб (что практикуется в неустойчивых породах), в формулу дополнительно вводится т. н. коэфициент гидродина-мич. совершенства скважины, определяемый аналитически или экспериментально. Обычно пласты вскрываются не одиночной скважиной, а системой («сеткой», или «батареей») скважин, взаимодействующих одна с другой. В таких случаях для определения дебитов пользуются более сложными формулами подземной гидрогааодинамики (см.) или методами электрич. моделирования (см. Моделирование математическое).
Аналитический расчёт притоков многофазных жидкостей (нефть, газ, вода) представляет большие математич. трудности, требует экспериментального определения проницаемости пород для каждой фазы потока и установления законов изменения насыщенности пластов жидкостью и газом во времени, что практически весьма сложно. Задачи подобного рода проще решать методами моделирования в гидравлике и гидротехнике (см.).
II. Режимы работы нефтяных пластов.
Под режимом работы нефтяных пластов понимают особенности процесса вытеснения из них нефти,

 

1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500 510 511 512 513 514 515 516 517 518 519 520 530 540 550 560 570 580 590 600 610 620 630


Большая Советская Энциклопедия Второе издание