Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения
Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.
Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода) (Функция Баклея-Леверетта)ьк1,к2-относительные фазовые проницаемости, σ-насыщенность
Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; в зависимости от созревания пласта. Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%.
Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.
При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.
Обводненность продукции В - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:
Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях μ0 :
μ0 = μн /μв , (1.20)
где μн и μв — динамическая вязкость соответственно нефти и воды.
При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение μ0 между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.
На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.
Билет№ 4.
Схема однотрубной системы сбора нефти
Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды
Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды.
Конусообразование происходит за счет подтягивая подошвенной воды к забоям добывающих скважин по мере ее эксплуатации. При повышение дебита скважины над предельным путем создания повышенной депрессии вероятность подтягивая конуса подошвенных под увеличивается.
С уменьшением вертикальной проницаемости kв или параметра анизотропии n Qпр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта.
Горные породы необходимо разделять по ориентированности изменения их характеристик в пространстве. С этой позиции выделяют изотропные и анизотропные тела. Изотропия - это независимость изменения физических параметров от направления, анизотропия - это различные изменения по отдельным направлениямОднородный изотропный пласт – равенство проницаемости по трем взаимно перпендикулярным направлениям: Кх=Ку=Кz. Для однородного анизотропного Кх=Ку=Кг; Кz=Кв не равно Кг.
χ*=√(Кг\Кв) – коэффициент анизотропии.
Билет №5
Причины снижения загрузки погружного электродвигателя УЭЦН
Погружной ЭЦН чувствителен к наличию в откачиваемой ж-ти свободного газа. В зависимости от свободного газа фактические хар-ки ЭЦН деформируются. При определенном газосодержании происходит срыв подачи. Выделяют 3 обл работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь.
В 1-ой области – характеризуется небольшим содержанием свободного газа фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, откачивающего газожидкостную смесь с небольшим содержанием газа называют оптимальным.
2-ая область УЭЦН- характеризуется увеличением количества газа на приеме насоса. В следствии чего фактич. х-ки отклоняются от стендовых, но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Это давление называется допустимым.
3-я область – хар-ся значительным содерж. газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса, вплоть до срыва подачи. Давление соотв-щее этой области называют предельным.
Значения данных давлений могут быть рассчитаны по эмпирическим зависимостям от обводненности продукции скв., давления насыщения, вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре и вязкости нефти в пластовых условиях.
b<,6 то Ропт=Рнас (0,325-0,316b)• mнд/mпл,
где b- обводненность, mнд-вязкость дегазир. нефти, mпл-в-ть в пласт. усл.
b>0,6, то Ропт= Рнас (6,97b-4,5b2-2,43) •mнд/mпл ,
b<,6, то Рдоп=Рнас (0,128-0,18b)• mнд/mпл,
b>0,6, то Рдоп=Рнас (2,62b-1,75b2-0,85) • mнд/mпл,
<b<1 , то Рдоп=Рнас (0,125-0,115b)• mнд/mпл,
т. к. вязкость дегазированной нефти mнд дается при t=20ºC, а при её вычислении она должна быть при пластовой t.
Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями
Билет №6