Гидро-проводность

Cтраница 3

В настоящей работе был проведен гидродинамический анализ влияния систем заводнения на условия фонтанной эксплуатации скважин. Было исследовано влияние на эксплуатацию скважин фонтанным способом системы заводнения нефтяного пласта, его гидро-проводности, темпа отбора жидкости из залежи, обводненности добываемой жидкости, давления на устье фонтанирующей скважины, плотности сетки скважин, давления нагнетания и газового фактора. [31]

При фильтрации в пласте газонефтяной смеси коэффициент продуктивности - в принципе величина переменная и зависит от депрессии. Если обработку индикаторной диаграммы проводить так же, как и для фильтрации однофазной жидкости, то в итоге можно определить фазовые гидро-проводность и проницаемость для нефти при разных забойных давлениях. [32]

Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением методов повышения нефтеотдачи пластов ( МПНП) можно условно разделить на пять этапов. На первом этапе изучают геологическое строение месторождения ( залежи), физические свойства нефтенасыщенных коллекторов и, главным образом, пористость, проницаемость, гидро-проводность, физико-химические свойства пластовых жидкостей, термодинамические условия в залежи, а также начальные и текущие значения нефте -, водо - и газонасыщенности продуктивных пластов. [33]

Увеличение времени внедрения в блок породы воды примерно цропорционально уменьшению проницаемости за счет набухания глин. Это приводит к отключению от процесса фильтрации низкопроницаемых включений-блоков, и, как следствие, к уменьшению толщины ( площади) области фильтрации, гидро-проводности пласта и коэффициента охвата. [34]

Схема процесса опробования пласта испытателем.| Типовая компоновка испытательного оборудования. [35]

Набор КИИ позволяет опробовать пласты в скважинах диаметром 118 - 225 мм. С помощью КИИ вызывают приток флюидов из пласта, отбирают их пробы, определяют гидродинамические параметры пластов: пластовое давление, среднюю эффективную проницаемость пласта в зоне его дренажа, коэффициент гидро-проводности, коэффициент призабойной закупорки пласта, коэффициент продуктивности пласта. [36]

Электролитические модели можно подразделить на три основные: модели, в которых наполнителем служит гель; модели с фильтровальной бумагой, пропитанной электролитом; модели с жидкостным наполнителем. Хотя модели первых двух видов можно использовать для определения эффективности вытеснения по площади в двумерной однородной среде, потенциометрическая модель с жидкостным наполнителем наиболее удобна и точна. В таких моделях гидро-проводность пористой среды обычно моделируется открытым сосудом, заполненным электролитом, причем форма дна этого сосуда делается такой, чтобы слой электролита в нем был пропорционален произведению проницаемости на эффективную мощность продуктивного горизонта. Форма границ такого сосуда соответствует форме границ продуктивной части моделируемого горизонта. Такая конструкция модели предполагает, что вертикальное изменение проницаемости продуктивного пласта и пропластки разной проницаемости в какой-либо части моделируемой толщи отсутствуют. Медные электроды ( масштабно несоизмеримые с диаметрами скважин) устанавливают в модели в местах, соответствующих расположению скважин в реальном пласте, и к ним подводится переменный ток одной и той же фазы. Сила подводимого к каждому электроду тока устанавливается пропорциональной скоростям отбора и закачки в скважины моделируемого пласта. Направление тока в каждой точке модели рассматривается аналогичным направлению течения фаз в пласте. [37]

Искусственно была задана примерно одинаковая гидро-проводность эксплуатируемых нефтяных пластов и по этому признаку отобраны скважины. Эта выборка скважин является тенденциозной, непредставительной для нефтяных пластов. Кстати, тенденциозность может быть задана иным путем - заданной примерно одинаковой производительностью спущенных в скважины глубинных насосов. [38]

При решении некоторых задач необходимо сравнение параметров удаленных и призабойных зон пласта. Обычно параметры призабойной зоны определяют по индикаторным линиям, а удаленной зоны - по кривым восстановления давления. Трудность заключается в том, что гидро-проводность пласта, на основе которой делается заключение о состоянии призабойной зоны, - не прямой, а косвенный параметр. Этот параметр определяют с помощью коэффициента продуктивности, что приводит к погрешности из-за отсутствия данных о совершенстве скважин по степени или характеру вскрытия. Поэтому желательно, чтобы сопоставляемые параметры были свободны от субъективных ошибок. [39]

Метод мгновенного подлива применяется только для исследований непереливающих скважин. Сущность его заключается в том, что в скважине с установившимся ( статическим) уровнем тем или иным способом производится резкое повышение этого уровня на несколько метров, а затем ведутся наблюдения за его снижением во времени до первоначального положения. Характер кривой снижения уровня после мгновенного подлива зависит от гидро-проводности пласта в районе скважины и состояния призабойной зоны. [40]

Аналогично - при проектировании горизонтальных скважин. Удобство и привлекательность модели однородного пласта состоит в ее предельной простоте - в том, что она задается всего одной величиной - средним значением гидро-проводности или продуктивности. [41]

Разработка нефтяных залежей осуществляется с применением следующих систем: 1) использование естественного напора краевых вод; 2) закачка воды в законтурную область; 3) закачка воды в пределы внешнего и внутреннего контуров нефтеносности; 4) комбинированная - сочетание законтурного и внутриконтурного заводнения. Остановимся на характеристике отмеченных систем более детально. При развитии в залежах водонапорного режима при их разработке используется естественный напор краевых или подошвенных вод. Проявление этого режима на нефтяных залежах обычно достигается при высоких значениях коллекторских свойств, гидро-проводности, небольших значениях вязкости нефти, отсутствии фациальных замещений пласта. Фронт продвигающейся краевой воды в случае однородного строения пласта перемещается параллельно внешнему контуру нефтеносности. В этом случае добывающие скважины планируется размещать рядами параллельно внешнему контуру нефтеносности. [42]

Страницы: 1 2 3