Упругий водонапорный режим

Cтраница 1

Упругий водонапорный режим создается под действием силы упругости воды в водонапорной области и упругости пласта. Этот режим может существовать при значительных соотношениях запасов воды и нефти и при отсутствии питания пласта. При этом контур замкнутости и забой скважин должны быть на одном уровне. [1]

Упругие водонапорные режимы ( гравитационно-упруговодонапор-ный в первой фазе и упруговодонапорный) приводят к снижению дебита. [2]

Формулы упругого водонапорного режима используют также на начальной стадии разработки для определения изменения пластовых давлений на отдельных участках залежи или забойных давлений в отдельных скважинах, так как в это время процессы еще неустановившиеся. [3]

Принудительный перевод упругих водонапорных режимов на гравитационно-водонапорные имеет то преимущество, что удлшгяет период фонтанирования скважин по крайней мере на все время их безводной эксплуатации. Это обстоятельство в большинстве случаев компенсирует расходы, затрачиваемые на проведение метода поддержания пластового давления, и повышает его экономическую эффективность. [4]

В хранилищах с газовым режимом, где нет места упругому водонапорному режиму, рабочая емкость хранилища определяется по верхнему и нижнему пределам допустимых давлений. [5]

Подобный подход справедлив в случае разработки месторождений ( залежей) с упругим водонапорным режимом, где длительность остановки скважин существенно не влияет на величину пластового давления. [6]

Изменение дебита сква - на ТОЧКУ М скв в орой жины ft во времени. происходило изменение дебита. [7]

С помощью этого метода В. Н. Щелкачевым была решена задача о притоке жидкости к кольцевой батарее скважин с постоянным дебитом в условиях упругого водонапорного режима пласта. [8]

Эти скважины затем оставляются как наблюдательные за изменением уровня воды, так как давление в пласте сезонно изменяется. В хранилищах с упругим водонапорным режимом, где уровень воды непрерывно изменяется, эти наблюдательные скважины особенно нужны. [9]

Залежь пласта Дх охватывает два поднятия - Туймазинское и Александровское. Газовый фактор 40 м3 / т, давление насыщения 82 - 94 кПсм2; плотность пластовой нефти 0 79 - 0 8, вязкость 2 1 - 2 6 сиз. Залежь характеризуется упругим водонапорным режимом. [10]

Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости ( воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии. [11]

Коэффициент пьезопроводности к определяется для каждого изучаемого месторождения. Все эти параметры в условиях упругого водонапорного режима не остаются постоянными. [12]

Ясно, что по мере уменьшения забойного давления необходимо менять способы эксплоатации скважин, переходя от фонтанного к механизированным, от компрессорного к глубоконасосному. Так, наконец, будет достигнуто такое положение, когда забойное давление дальше снижать станет уже невозможно и дебиты начнут резко падать. Кроме того необходимо также иметь в виду, что вследствие меньшей производительности глубоконасосиого способа по сравнению с фонтанным и компрессорным снижение дебита может наступить и раньше. По этой причине принудительный перевод упругих водонапорных режимов на гравитационно-водонапорный, помимо отмеченных раньше преимуществ, имеет еще то неоспоримое достоинство, что удлиняет период фонтанирования скважин по крайней мере на все время их безводной эксплоатации. Это обстоятельство, несомненно, значительно компенсирует расходы на проведение метода поддержания пластового давления и повышает его экономическую эффективность. [13]

В эксплуатационных скважинах пласт перфорирован по всей толщине коллектора. Граничные условия в скважинах заданы в забойных давлениях: забойное давление в добывающих скважинах - 14МПа, забойное давление в нагнетательных скважинах - 42 МПа. С точки зрения эффективности, полноты выработки запасов и энергетического состояния был выбран лучший вариант. Для него рассмотрены следующие системы заводнения: скошенная блочно-замкнутая трехрядная, площадная пятиточечная обращенная, девятиточечная обращенная, девятиточечная обращенная с трансформацией в однорядную, упругий водонапорный режим и обращенная девятиточечная система, с заменой угловых вертикальных скважин на горизонтальные. В данном случае, когда степень выдержанности пласта контролируется разрывным нарушением, была выбрана гибкая система разработки, с тем чтобы можно было пробурить дополнительные скважины или перевести добывающие в нагнетательные после уточнения геологического строения в процессе бурения скважин. [14]

Научные основы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнения пластов были разработаны в 40 - х годах XX в. Основные запасы нефти на Туймазинском месторождении сосредоточены в песчаных девонских отложениях Д: и Дп. Пласты flj и Дп, разобщенные глинистым пропластком мощностью до 12 м, гидродинамически связаны между собой, так как глинистый раздел местами размыт. Средневзвешенная проницаемость по пласту Дх составляет 450 мд, а для песчаников пласта Дп - 360 мд. Залежи характеризуются упругим водонапорным режимом. [15]

Страницы: 1 2