Cтраница 3
Дебит нефтяной скважины 100 м3 / сут считается достаточно высоким. Для газовой скважины за высокий может быть принят дебит в 1 млн. м3 / сут. Пусть пластовое давление составляет 15 МПа, а забойное 10 МПа. Тогда дебит газа, приведенный к забойному давлению, будет 10000 м3 / сут, т.е. скорость фильтрации газа вблизи забоя скважины на два порядка выше скорости фильтрации нефти. [31]
Из сравнения динамики скоростей фильтрации видно, что более интенсивным процессом вытеснения характеризуются пласты Самотлорского месторождения, имеющие наибольшую подвижность нефти. Несколько меньшей интенсивностью выработки пластов, несмотря на более высокие градиенты давления между добывающими и нагнетательными скважинами, характеризуется девон Ромашкинского месторождения. От двух приведенных месторождений по процессу извлечения нефти резко отличается карбон Ромашкинского месторождения. Меньшие темпы разработки обусловлены прежде всего высокой вязкостью нефти. По всем месторождениям отмечается общая тенденция постепенного снижения скорости фильтрации нефти. В то же время наблюдается увеличение ( относительно начальной) скорости движения жидкости. По Ромашкинскому месторождению ( девон) скорость фильтрации жидкости возрастает в 2 7 раза, в то время как для карбона этого же месторождения она увеличивается в 12 1 раза. Это происходит за счет замещения нефти повышенной вязкости водой. При совместной разработке разнопроницаемых пластов этот процесс способствует еще большей неравномерности выработки запасов нефти. [32]
Установлено, что чем больше содержится в нефти асфальтено-смолистых веществ, тем сильнее ее аномалии вязкости. Неньютоновское поведение нефти становится особенно заметным с ростом содержания в нефти таких газов, как азот, метан и этан. Оказывает также влияние изменение давления и температуры. Кроме этого, одна и та же нефть будет характеризоваться различными реологическими параметрами в зависимости от природы и проницаемости пористой среды, через которую она фильтруется. Но эти формулы не учитывают непостоянства свойств нефти во времени. Известно, что асфальтеносодержащие нефти при температурах выше температуры кристаллизации парафина являются коллоидной системой коагуляционного типа. Тиксотропные свойства нефти проявляются при снижении напряжения сдвига или градиента давления ниже соответственно ПДНС или ГДДС. В процессе разработки месторождений режим фильтрации в залежи обычно не бы - Бает установившимся и изменяется в зависимости от режима работы эксплуатационных и нагнетательных скважин. При остановке отдельных скважин на некоторых участках пласта скорости фильтрации нефти могут оказаться настолько малыми, что будет возможно тиксотропное изменение состояния и свойств пластовой нефти. Данные о тиксотропном изменении свойств отдельных нефтей нами уже приводились 13 ]; приводились также формулы для расчета ПДНС и ГДДС этих нефтей в зависимости от времени, в течение которого нефть находилась в состоянии покоя перед опытами. [33]