Общее фильтрационное сопротивление

Cтраница 3

Расчет ошибки построения карты куполов в зависимости от плотности сетки скважин. [31]

Из всей залежи выделим типичный для нее элемент - одну нагнетательную скважину и связанные с нею добывающие скважины. Их общее фильтрационное сопротивление складывается из внутреннего и внешнего фильтрационных сопротивлений нагнетательной скважины и внешнего и внутреннего фильтрационных сопротивлений добывающих скважин со П П, шэ. [32]

Для снижения общего фильтрационного сопротивления в качестве эксплуатационных должны быть выбраны скважины с относительно высокими коэффициентами продуктивности, а под нагнетание - скважины, характеризующиеся средней или несколько пониженной продуктивностью и обладающие необходимой гидродинамической связью с окружающими эксплуатационными скважинами. [33]

Эффективность гидроразрывов будем определять не для отдельных обособленных скважин, а для системы совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин, для типичного элемента этой системы. Эта эффективность выражается в уменьшении общего фильтрационного сопротивления или, при соблюдении постоянной разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин Рт - Рсэ const, в увеличении общего дебита жидкости и общего дебита нефти. [34]

С учетом этого соотношения были определены радиусы всех кольцевых полос; по этим радиусам были определены площади кольцевых полос и их доли в общей площади участка, соответственно, в геологических и подвижных запасах нефти, в упругом запасе нефти. По кольцевым полосам заданы доли в общем фильтрационном сопротивлении и, значит, в общем снижении пластового давления; с учетом этого по кольцевым полосам определены накопленные доли снижения пластового давления, а также произведения этих долей и долей в общем упругом запасе нефти, показывающие участие кольцевых полос в дефиците упругого запаса, который восполняется после остановки добывающей скважины во время ее исследования по методу восстановления давления. [35]

В случае незасоренных нефтяных пластов глубокая перфорация увеличивает дебит нефти в 1 1 - 1 2 раза ( что экономически вполне ее окупает), а гидравлический разрыв увеличивает дебит нефти в 1 5 - 2 раза. Но если при засорении призабойных зон нефтяных пластов общее фильтрационное сопротивление было значительно увеличено, то применение глубокой перфорации увеличит дебит в 2 - 3 раза, а применение гидравлического разрыва увеличит дебит в 4 - 8 раз. Это при условии, что блокада засоренных прискважинных зон пластов была разорвана. [36]

Схема расположения зон внутренних и внешних сопротивлений рядов скважин. [37]

Рассмотрим внутренние и внешние фильтрационные сопротивления рядов скважин. Под внутренним сопротивлением t - ro ряда понимают общее фильтрационное сопротивление, возникающее при движении жидкости в пределах зон радиусом т / я вокруг всех скважин этого ряда. [38]

Наконец, зона нефтяных пластов радиусом 151 2 м, которая содержит 95 % общего фильтрационного сопротивления, но только 44 9 % всей площади участка, всех подвижных запасов нефти, всего упругого запаса нефти, т.е. в 2 228 раза меньше, чем весь участок, эксплуатируемый скважиной. Получается, что площадь участка можно уменьшить более, чем в 2 раза, а общее фильтрационное сопротивление уменьшится только в 1 05 раза. [39]

Эксплуатируемый одной вертикальной скважиной отдельный слой площадью 400 м 400 м обычно представляют 10 10 100 ячейками сетки. Самая первая ячейка сетки вблизи забоя скважины площадью 40 м 40 м содержит 1 % площади и 70 % общего фильтрационного сопротивления. Получается: прямым моделированием не охвачено 1 % площади и 70 % фильтрационного сопротивления, моделированием охвачено 99 % площади и 30 % фильтрационного сопротивления. [40]

Поэтому для оперативной оценки гидродинамического несовершенства скважин нами предлагается графоаналитический метод, использующий результаты исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. При этом строится график в координатах е - 1 и по нему определяется угловой коэффициент для каждой скважины, означающий общее фильтрационное сопротивление. [41]

Эффективность теплового воздействия на нефтяные пласты в добывающих скважинах легко объяснить и понять, поскольку 80 % всего фильтрационного сопротивления сосредоточено на 1 % площади пластов вблизи забоев скважин. При высокой вязкости нефти вскоре после начала заводнения фильтрационные сопротивления зон нагнетательных скважин уменьшаются в 5 раз и более, и общее фильтрационное сопротивление в основном определяется фильтрационными сопротивлениями зон добывающих скважин. Их уменьшение в 2 раза уменьшает общее фильтрационное сопротивление и увеличивает общий дебит нефти в 1 5 раза и более. Вместе с увеличением дебита уменьшается вязкость нефти. Средняя вязкость потока жидкости обводненных слоев равна полусумме вязкостей воды ( но с учетом тормозящего действия остаточной нефти) в зонах нагнетательной и добывающей скважин. Средняя вязкость необводненных нефтяных слоев равна полусумме вязкостей воды ( с учетом остаточной нефти) в зоне нагнетательной скважины и нефти в зоне добывающей. Соотношение средних вязкостей необводненных и обводненных слоев определяет эффективность процесса; чем выше соотношение вязкостей, тем ниже нефтеотдача. Поскольку при повышении температуры вязкость нефти снижается более резко, чем вязкость воды, то тепловое воздействие в добывающих скважинах приводит к значительному снижению соотношения средних вязкостей. [42]

Важнейшим следствием применения рассредоточенной системы заводнения является существенная интенсификация процесса разработки нефтяного месторождения или площади. Это объясняется значительным, по сравнению с многорядной системой внутриконтурного или законтурного заводнения, сближением областей нагнетания воды и отбора нефти, что уменьшает общее фильтрационное сопротивление пласта, зависящее существенным образом от геометрии потоков жидкости. Сближение областей нагнетания и отбора нефти, в свою очередь, обеспечивает увеличение расхода жидкости между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. [43]

Описанная здесь технология - довольно универсальна. Дело в том, что языкообразование фронта вытеснения мало зависит от вязкости вытесняющего агента, особенно при рассредоточенных площадных и избирательных системах воздействия, когда преобладающим является плоскорадиальное течение флюидов и главная часть общего фильтрационного сопротивления сосредоточена на небольших участках вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин. Неравномерность из-за языкообразования вносит относительно небольшой вклад в общую неравномерность вытеснения нефти. Опасным является не языкообразование, а холостая прокачка агента, возникающая после его прорыва в добывающие скважины. Холостая прокачка маловязкого агента ( газа) губительна, поскольку приходится быстро прекращать промышленный процесс. Получается, что запасы нефти эффективно извлекают только до начала прорыва газа. Поэтому по описанной здесь технологии каждую нагнетательную скважину, представляющую собой источник холостой прокачки газа, надо срочно переводить с закачки газа на закачку воды или другого еще более вязкого агента. Препятствием для применения данной технологии может быть отсутствие природных источников газа нужного высокого давления. [44]

Вполне понятно, что фильтрационное сопротивление области нагнетания изменяется не сразу, не мгновенно, а постепенно, в процессе замещения нефти вытесняющим агентом. Однако по сравнению с общим временем разработки нефтяных пластов это происходит довольно быстро, так как при современных равномерных и почти равномерных сетках размещения скважин при высокой доле среди них нагнетательных преобладает плоско-радиальное течение жидкости ( по радиусу от нагнетательных скважин и по радиусу к добывающим) и основная часть общего фильтрационного сопротивления оказывается сосредоточена вблизи забоев скважин на небольших участках пластов, которые содержат всего 1 % запасов нефти и около 80 % общего фильтрационного сопротивления. [45]

Страницы: 1 2 3 4