Коэффициент продуктивности скважины


Коэффициент продуктивности скважины. Приток жидкости к скважине

Приток жидкости из пласта к скважине определяется формулой притока:

(1)

; n – показатель степени фильтрации, для линейной фильтрации n=1

- пластовое и забойное давление, МПа.

; (2) формула Дюнюи

Где k – коэффициент проницаемости,

h – вскрытая мощность пласта, м

μ – вязкость нефти в пласте,

- радиус контура питания, м

– радиус скважины, м.

При линейной фильтрации

Учитывая формулу (2) - (3) формула Дюпюи для

радиального установившегося притока в скважину однородной жидкости:

Формула справедлива для совершенной скважины, т.е. в которой продуктивный пласт вскрыт ею на полную толщину, а сообщения пласта со стволом скважины производится через открытый забой в условиях плоско-радиальной фильтрации.

В действительности же скважины в большей части гидродинамически несовершенны.

Иногда скважины имеют открытый забой, но вскрывают лишь часть пласта. Такие скважины будут несовершенными по степени вскрытия.

В большинстве случаев скважины вскрывают пласт на всю его мощность, но сообщаются с пластом через ограниченное число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне. Такие скважины называются несовершенными по характеру вскрытия пласта.

Часто встречаются скважины несовершенные и по степени и по характеру вскрытия пласта.

Несовершенство скважин влечет за собой появление дополнительных фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне у стенок скважины в результате отклонения геометрии течения жидкости от плоскорадиального потока, а так же в результате сгущения линий тока у перфорационных отверстий.

Гидродинамическое несовершенство скважин учитывается введением в формулу (3) дополнительного сопротивления в виде безразмерных коэффициентов:

(4) (5)

- коэффициент не совершенности скважины по степени вскрытия

– коэффициент не совершенности по характеру вскрытия

По формуле (5) можно заранее спроектировать дебит конкретной скважины при известных значениях входящих в неё величин. На практике коэффициент продуктивности скважины определяется на установившихся режимах её работы. Установившимся режимом называется режим работы скважины, когда её последующий измененный дебит или забойное давление будут отличаться не более, чем на 5% в течение заданного периода. Из формулы (3) можно написать:

(6)

Где Q – дебит скважины; k – коэффициент проницаемости пласта, ; h – мощность пласта, м;

μ – вязкость жидкости, ; - радиус контура питания, м; – радиус скважины, м.

При расчете принимают равным половине расстояния между соседними скважинами и - радиус долота, которым бурилась скважина в зоне продуктивного пласта. Давление определяют путем измерения забойного давления в закрытой скважине, когда давление восстановилось. Забойное давление - давление на забое скважины во время её эксплуатации. Задаваясь различными произвольными значениями и решая уравнение (6) относительно (при ) получаем характер изменения давления вокруг скважины при установившемся в ней притоке.

Эта логарифмическая кривая изменения давления показывает, что в процессе эксплуатации скважины вокруг её образуется как бы воронка депрессии, в пределах которой градиент давления резко возрастает по мере приближения к скважине. Значительная часть общего перепада давления в пласте расходуется в непосредственной близости от скважины: по мере удаления от скважины кривые градиентов давления выполаживаются вследствие резкого уменьшения скоростей фильтрации на далеких расстояниях от скважины.

Page 2

Индикаторная диаграмма.

По результатам замеренных значений дебита и забойного давления в скважине на установившихся режимах её работы в прямоугольной системе координат строится индикаторная диаграмма, в которой по оси ординат откладываем депрессию, а по оси абсцисс – дебит.

Удельная поверхность породы – это величина равная суммарной открытой поверхности частиц, приходящейся на 1 единицу объема породы. Вследствие небольших размеров зерен песка и значительной плотности упаковки этих зерен общая поверхность пористого пространства пласта достигает огромных размеров. так поверхность зерен, содержащихся в 1 однородного песка с размером зерен 0,2 мм составляет около 20276 . С уменьшением размера частиц удельная поверхность увеличивается. От удельной поверхности зависят многие свойства горной породы: проницаемость, адсорбционная способность (прилипание и удержание тонкого слоя воды и нефти на поверхности зерен) и конечная нефтеотдача. Если поверхность пористой среды нефтяного пласта после окончания эксплуатации залежи останется смоченной тончайшей пленкой нефти, это значит, что большое количество нефти останется в пласте. Удельная площадь поверхности нефтесодержащих пород

где m – пористость породы в долях единицы; k – проницаемость породы в Дарси. Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти, которая показывает на сколько % уменьшается объем пластовой нефти при извлечении её на поверхность.

Page 3

Физические свойства нефти в пластовых условиях сильно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это вызывается влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. Знание этих свойств необходимо при подсчете запасов нефти и газа, при проектировании разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Плотность – это масса нефти в единице объема . Плотность дегазированной нефти может изменяться от 700 до 1000 . С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением температуры и количества растворенного газа – уменьшается. Влияние температуры и количества растворенного газа сильнее, поэтому плотность нефти в пласте всегда меньше плотности дегазированной нефти (в пласте - 500 , дегазированной 800 ).

Новодмитровская нефть, . По зависимости плотности пластовой нефти от давления видно, что с повышением давления плотность нефти уменьшается, что связано с насыщением нефти газом, и при достижении давления насыщения нефти (т. b) плотность увеличивается.

При растворении газа в жидкости объем её увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации называют объемным коэффициентом .

– объем нефти при атмосферном давлении и после дегазации; - объем нефти в пластовых условиях.

Объемный коэффициент пластовых нефтей в большинстве случаев равен 1,1-2,0.

Сжимаемость нефти.Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления

где - коэффициент сжимаемости нефти, ; - изменение объема нефти, ; V – исходный объем нефти, ; - изменение давления, Па.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение единицы объема нефти при изменении давления на одну единицу. Нефти, не содержащие растворенного газа, имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости и . Легкие нефти, содержащие растворенный газ имеют повышенный .

Вязкость пластовой нефти.Чтобы переместить один слой жидкости относительно другого, необходимо приложить к нему некоторую силу P. Установлено, что сила P пропорциональна поверхности соприкосновения двух слоёв, их относительной скорости и обратно пропорциональна расстоянию между слоями.

, (7)

где - коэффициент динамической вязкости; - приращение скорости движения одного слоя относительно другого; - расстояние между слоями; F – поверхность соприкосновения двух слоев.

Из формулы (7) коэффициент вязкости равен: . Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1Па с и поэтому в промысловой практике пользуются внесистемными меньшими единицами динамической вязкости пуаз и сантипуаз (сП).

Динамическая вязкость воды при равна 1сП. Вязкость нефти может изменяться от 1сП до (0,1 0,2Па с) и выше. Для технических целей часто пользуются понятием кинематической вязкости ν. Это отношение динамической вязкости μ к плотности ρ - ν= . В системе СИ единицей кинематической вязкости служит 1 . На практике пользуются и внесистемной единицей кинематической вязкости, стокстом:

1Ст= ; 1сСт= =1 ;

Кинематическая вязкость воды при равна 1сСт. Вязкость нефти уменьшается с повышением количества газа в растворе, с увеличением температуры, что весьма благоприятно для добычи нефти. С повышением давления вязкость увеличивается. С увеличением объема растворенного газа и температуры, вязкость (сП) падает.

Page 4

По положению относительно залегания нефтегазовых пластов воды подразделяются на следующие виды:

1)пластовые – краевые, подошвенные и промежуточные

2)чуждые (посторонние) – верхние и нижние (относительно данного гор-та), тектонические, искусственно введенные в пласт.

Краевые или контурные – это воды, залегающие в пониженных частях нефтяных и газовых пластов. Краевые воды называются подошвенными, если верхняя часть пласта занята нефтью, а нижняя краевой водой.

К промежуточным относятся воды, находящиеся в водоносных пропластках, залегающих в самом нефтеносном или газоносном пласте.

Верхними называются воды, находящиеся выше данного эксплуатационного пласта, а нижними - воды всех пластов, залегающих ниже данного пласта.

Тектоническими называются воды, поступающие по дислокационным трещинам.

Продуктивные пласты содержат так же воду, оставшуюся в залежи со времени её образования. Она называется связанной или погребенной. Вода, удерживающаяся в залежи за счет поверхностного натяжения, обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна породы, занимает наиболее мелкие поровые пространства. Количество связанной воды зависит, главным образом, от коллекторских свойств пласта, а так же содержания нефти в ПАВ. Обычно в нефтяных и газовых залежах содержится 10-20% связанной воды. Связанная вода в пласте не движется несмотря на перепады давления, возникающие при эксплуатации, поэтому при эксплуатации такого пласта получают безводную нефть или газ. Знать количество связанной воды важно при подсчете запасов нефти и газа. Для этого введены коэффициенты:

- коэффициент водонасыщенности; составляет 10-20%, иногда 70%

- коэффициент нефтенасыщенности

- коэффициент газонасыщенности – это отношение объема пород, занятых газом, к объему всех пород.

Достоверные результаты определения количества связанной воды в породе можно получить при анализе керна, выбуренного на основе раствором с добавлением нефти. Чтобы избежать испарения воды при транспортировке, образцы керна обычно парафинируют. Пластовые воды обычно сильно минерализованы и степень их минерализации колеблется от нескольких сотен грамм на до 300кг на в концентрированных рассолах. Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями Na, K, Ca, Vg, и др. металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды (Cl) и карбонаты ( ) щелочных металлов K, Na, Mg. Плотность пластовой воды колеблется в пределах от 1010 до 1200 в зависимости от количества растворенных солей. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода и брома. Из газообразных веществ, в пластовых водах содержатся углеводородные газы ( , а иногда и сероводород Вода с минерализацией до 1 относится к пресным; от 1 до 50 - к соленым; - к рассолам.

Page 5

Коэффициент сжимаемости воды β= изменяется в пластовых условиях от (3,7 .

Объемный коэффициент пластовой воды b= изменяется в узких пределах (0,99-1,06), что связано с незначительной растворимостью газов в воде и противоположным влиянием на «b» давления и температуры.

Вязкость пластичной воды меньше вязкости нефти, что необходимо учитывать при совместном движении нефти и воды в пористой среде залежи при её эксплуатации. Ввиду меньшей вязкости вода имеет большую подвижность, чем нефть, поэтому быстрее продвигается к забоям скважин. Вязкость воды снижается с повышением температуры. Так при пресная воды имеет вязкость 1сП, а при - всего 0,284сП. Повышение минерализации воды приводит к увеличению её вязкости и может достигать в пластовых условиях до 1,3сП.

Page 6

Режимы разработки нефтяных и газовых залежей.

Всякая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе её разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Пластовая энергия аккумулируется под воздействием водонапорной системы данной залежи. В период формирования залежи происходит образование и накопление других источников пластовой энергии: упругих сил нефти, воды и породы; газа, сжатого в газовых шапках; газа, растворенного в нефти.

Об энергетически ресурсах пласта судят по изменению пластового давления в зависимости от отбора нефти или газа. Обычно чем выше начальное пластовое давление, тем выше его энергетические ресурсы. Однако это не всегда бывает так.

В небольших замкнутых залежах, залегающих на большой глубине, начальное пластовое давление может быть высоким при небольшом запасе пластовой энергии, тогда как в обширных подземных резервуарах, залегающих на сравнительно небольших глубинных и имеющих начальное давление, запас пластовой энергии будет значительным. Наиболее полное представление о запасе пластовой энергии можно получить по характеру и темпу изменения пластового давления в процессе разработанной залежи. До вскрытия пласта залежи жидкость или газ находятся в нем в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия пласта и начала эксплуатации скважин равновесие в пласте нарушается. Жидкость и газ начинают перемещаться в пласте к зонам с пониженным давлением , т.е. к забоям скважины.

Во многих нефтяных залежах движение нефти происходит под действием сил, вызванных напором краевой (контурной) воды, в других залежах с большой газовой шапкой действуют силы напора и расширения сжатого газа. Давление газа в газовой шапке передается на зеркало газонефтяного контакта, а следовательно, и не весь объем нефти в залежи.

При плохом сообщении пористого пространства нефтяной залежи с водонасыщенной зоной пласта движение нефти в ней происходит под действием сил, возникающих при выделении из нефти растворенного газа и его расширении. При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже если эта система не сообщается с поверхностью земли, пластовая энергия проявляется в виде упругого расширения жидкости и горных пород при снижении давления.

В ряде нефтяносных залежей, особенно на поздней стадии их разработки, основными движущими силами в пласте являются силы тяжести: нефть стекает из повышенных частей пласта в пониженные, где располагаются забои скважин.

Page 7

В зависимости от того какой вид энергии преобладает при перемещении жидкости и газа в эксплуатируемой скважине различают и режимы работы нефтяных залежей:

1)Водонапорный; 2)Газонапорный (газовый); 3)растворенного газа и 4)Гравитационный.

Залежи, в которых проявляются одновременно различные движущие силы, называют смешанными режимами, например упруго-водонапорный.

Водонапоный режим.

При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважине под действием наступающей краевой воды. В идеальном случае при этом режиме залежь постоянно наполняется водой из поверхностных источников. Зоны соприкосновения продуктивного пласта с поверхностью могут находиться на расстоянии многих сотен километров от его нефтяной части (рис. 1). Напор вод может создаваться так же искусственно путем нагнетания воды в

специальные нагнетательные скважины, располагаемые за контуром нефтеносности в водяной зоне пласта. При чисто водонапорном режиме, поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ. Контур нефтеносности при этом непрерывно сокращается.

При эксплуатации месторождений в водонапорном режиме сначала наблюдается некоторый спад пластового давления и устанавливается градиент давления, вызывающий поступление воды в продуктивную зону. Со временем пластовое давление при постоянном отборе стабилизируется, что является доказательством установившегося водонапорного режима с полным замещением извлекаемой из пласта жидкости. Если же темп отбора нефти из пласта непрерывно возрастает, может наступить момент, когда объем поступающей воды в залежь, станет меньше объема извлекаемой нефти и газа. Пластовое давление начнет падать, что может привести к переходу водонапорного режима в режим растворенного газа. Вследствие медленного падения в залежах с водонапорным режимом дебит и газовый фактор скважин длительное время остается постоянным (рис. 2).

1 – пластовое давление

2 – добыча нефти

3 – газовый фактор

4 – добыча воды

Рис. 2 – тип графической разработки пласта с водонапорным режимом.

Эксплуатация залежи прекращается, когда поступающая контурная вода достигает забоев скважин, находящихся в наиболее высоких частях залежи, и вместо нефти из всех скважин будет извлекаться только вода.

Благоприятными условиями для осуществления водонапорного режима являются:

- хорошая сообщаемость между нефтяной и водяной частями залежи

- хорошая проницаемость и однородность строения залежи

- небольшая вязкость нефти

- соответствие темпов отбора нефти, воды и газа из залежи интенсивность поступления в неё воды.

Упруго-водонапорный режим.

Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице их объема, незначительны. Но, если учесть, что объемы залежи и питающей её водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород, жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обеспечивающим движение нефти к забоям скважин.

Естественно, что упругое расширение пластов жидкости и породы при снижении давления должно происходить при любом режиме работы залежи, однако при активном водонапорном режиме или при газовых режимах это явление имеет второстепенное значение.

При понижении давления на забое скважины жидкость, находящаяся вблизи от неё будет в силу упругости расширяться, объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости начнет вытесняться в скважины. Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления (депрессия), тем большие массы жидкости вовлекаются в упругое перемещение по направлению к скважинам.

Профессор В.Н. Щелкачев, разработавший теорию упругого расширения и перемещения жидкости в упругой пористой среде, ввел коэффициент упругоемкости залежи.

m – коэффициент пористости породы в долях единиц;

- коэффициент сжимаемости жидкости;

- коэффициент сжимаемости породы.

При падении давления в залежи на величину ΔP количество жидкости, выделяющейся под действием упругих свойств среды, будет:

где - упругий запас жидкости в объеме залежи

V - объем залежи

- перепад давления в залежи

Основным признаком упруговодонапорного режима является значительное падение в начальный период эксплуатации. В дальнейшем при постоянном отборе жидкости темп падения давления замедляется.

Дебиты скважин при поддержании постоянного давления на забое уменьшаются, причем вначале довольно интенсивно, а затем кривая изменения дебита становится более пологой. Газовый фактор как и при водонапорном режиме, обычно остается постоянным, пока давление не станет ниже давления насыщения.

Упругие свойства пласта проявляются в том, что всякое изменение давления в любой точке пласта передается не мгновенно, а с некоторой скоростью. Эта скорость передачи давления в пласте определяется

пьезопроводимостью и характеризуется коэффициентом пьезопроводности.

χ=

Г

P

где k – коэффициент проницаемости пласта,

μ – динамическая вязкость жидкости,

m – пористость, доли ед.

- коэффициенты сжимаемости жидкости, породы,

- коэффициент упругоемкости пласта, .

Газонапорный режим.

При газонапорном режиме или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта.

Объем газа, находящийся под давлением в газовой шапке, всегда меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен. В месторождениях с газовой шапкой процесс вытеснения нефти, расширяющимся по мере снижения давления газом сопровождается гравитационными эффектами. Нефть стекает под действием силы тяжести в пониженные зоны залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ мигрирует в повышенные зоны, и наполняют газовую шапку.

Вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью нефти, и он может прорываться к скважинам расположенным не далеко от газонефтяного контакта. Поэтому при газонапорном режиме необходимо тщательно контролировать процесс эксплуатации скважин, расположенных вблизи газовой шапки, ограничивать их дебит, а в случае резкого увеличения выхода газа, даже прекращать их эксплуатацию.

Для повышения эффективности разработки иногда следует нагнетать с поверхности газ.

Режим растворенного газа.

Он характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в залежи и слабом поступлении в её нефтяную часть краевой воды. Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод так же способствует проявлению газового режима, т.к. вода в этом случае не успевает занять освобождаемого нефтью объема и не играет роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.

Основной движущей силой при газовом режиме является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. При понижении давления на забоях скважин выделившийся из нефти газ расширяется и, двигаясь с большой скоростью, чем нефть, частично проталкивает её, и частично увлекается за собой. Эффект этого процесса обычно очень незначителен, и запас энергии газа часто полностью истощается раньше, чем успевают отобрать значительные количества нефти. Пластовое давление снижается очень быстро. Газовый фактор по мере эксплуатации залежи на режиме растворенного газа увеличивается быстрыми темпами, а затем, достигнув максимума, снижается вплоть до полного истощения пласта.

1 – газовый фактор

2 – пластовое давление

3 – добыча нефти

Так как вся используемая пластовая энергия заключена в растворенной нефти и газе, то расходование её сопровождается непрерывным падением и соответствующем падении добычи нефти. Данный режим рекомендуется приводить в напорный путем закачки воды в область пласта.

Гравитационный режим.

При полном истощении пластовой энергии единственной силой, заставляющей нефть двигаться по пласту, служит сила тяжести самой нефти. В этом случае нефть из повышенных зон пласта будет перетекать в пониженные и скапливаться там. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если залежь имеет крутые углы падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в пониженных зонах.

Page 8

Для газоносных пластов основные источники пластовой энергии: напор краевых вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося газа.

Водонапорный режим.

Основной источник энергии – напор краевых (подошвенных) вод. При равенстве объемов извлеченного газа и поступившей в пласт воды, пластовое давление не снижается, а отбор газа из пласта сопровождается подъемом газо-водяного контакта. Водонапорный режим газовых пластов встречается редко.

Упруго-газо-водонапорный режим.

Основной источник пластовой энергии – упругие силы воды и породы, а так же расширяющегося газа. Действие упругих сил превалирует, если проницаемость пласта невысокая.

Действие упругих сил воды и породы проявляется в газовой залежи не сразу, поскольку при первых отборах газа снижается незначительно. Однако даже небольшое снижение вызовет расширение газа, напор которого и будет единственным источником пластовой энергии на первом этапе разработки.

Стабильный отбор газа способствует снижении. не только внутри залежи, но и в окружающей залежь водоносной части пласта. В результате создаются условия для проявления упругих сил воды и породы. Пластовые воды, поступая в залежь, занимают освободившийся объем пласта, поднимая газо-водяной контакт. Напор, создаваемый упругими силами, воды и породы, не компенсирует падение , которое продолжает снижаться. Упруго-газоводонапорный (смешанный) режим часто встречается в газовых залежах.

Газовый режим.

Он возникает при условии когда единственным источником пластовой энергии является энергия самого сжатого газа. Этот режим проявляется в залежах, приуроченных к полностью запечатанным ловушкам. Характерной особенностью этого режима является постоянство отношения суммарного количества газа, добытого из залежи за время Δt к депрессии давления залежи за тот же период.

i=1,2,3…t.

Газовый режим может возникнуть в залежах, в которых действуют водонапорный и упруго-водонапорный режимы, если темпы отбора газа будут существенно превышать скорость поступления краевых вод.

Page 9

В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекаются не все запасы нефти. Отношение извлеченного количества нефти к её первоначальным запасам в залежи называют коэффициентом нефтеотдачи:

Он зависит от физических свойств породы и пластовых жидкостей, режима работы залежи, показателей разработанного месторождения (сетки скважин, темпа отбора жидкости из пласта и т.д.). Наибольшая нефтеотдача отмечается в условиях вытеснения нефти водой. Это связано с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть значительно большими по сравнению с энергией свободного газа, сжатого в газовой шапке и энергии растворенного газа. Это объясняется так же большей эффективностью промывки пор водой, так как соотношения вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Вода обладает лучше отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ. Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из нефти, ниже эффективности любого другого источника пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объемом газа в пласте и малым соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа к скважинам. Кроме того, газовая фаза не смачивает породу пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

В газовой шапке газ перемещается к забою скважин и первоначально происходит поршневое вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой её газонасыщенности. Однако, при большой неоднородности пластов снижается. Снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью породы газом и малой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи.

Значительное влияние на нефтеотдачу пластов оказывает большая удельная поверхность пород. Часть нефти, находящаяся в пленочном состоянии в многочисленных порах может быть удалена из пласте лишь каким-либо методом воздействия на пласт.

Согласно экспериментальным и статистическим данным по промыслам , в зависимости от режима работы пласта достигает следующих значений:

Водонапорный режим 0,5-0,8

Газонапорный режим 0,4-0,7

Режим растворенного газа 0,15-0,3

Коэффициент газоотдачи газовых и газоконденсатныхпластов, как правило, выше, чем . В отличие от нефти газы газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, обладают небольшой вязкостью (в сто и более раз меньше, чем вязкость легких нефтей); вследствие большой упругости, сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации с пористой среде, при этом может уменьшаться до значений, близких к атмосферному. Поэтому коэффициент газоотдачи может достигать 90-95%, хотя практически бывает ниже из-за влияния множества факторов.

Один из факторов – остаточное давление в пласте в конечной стадии эксплуатации. Наибольшая газоотдача может быть достигнута при снижении до возможного минимального значения, при котором устьевые давления в скважине будут равными или даже ниже атмосферного (относительно газа под вакуумом). Однако дебиты при этих условиях становятся очень низкими. Поэтому конечный коэффициент газоотдачи при расчетах принимают не более 0,7-0,8.

studopedia.su

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Коэффициент продуктивности скважины РЅР° практике определяется РїРѕ данным исследования скважин методом пробных откачек. Р’ данной работе предлагается метод РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ теории некорректных задач, который позволяет получить оценку коэффициента продуктивности РїРѕ РљР’Р”.  [1]

Коэффициент продуктивности скважин - количество нефти Рё газа, которое может быть добыто РёР· скважины РїСЂРё создании перепада давления РЅР° ее забое 0 1 РњРџР°. Р’ зависимости РѕС‚ РІРёРґРѕРІ энергии, используемых РїСЂРё отборе флюидов РёР· пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного, газа Рё гравитационный.  [2]

Коэффициент продуктивности скважины РїРѕ нефти - это ее дебит нефти, поделенный РЅР° разность пластового Рё забойного давлений, то есть РЅР° величину депрессии, РїСЂРѕРёР·РІРѕРґРёРјРѕР№ РїРѕ разрабатываемым нефтяным пластам. Забойное давление определяется РЅР° забое скважины против нефтяных пластов. РџСЂРё условии постоянства или слабой изменяемости пластового давления можно принять, что коэффициент продуктивности равен отношению прироста дебита нефти Рє приросту депрессии РїРѕ нефтяным пластам.  [3]

Коэффициент продуктивности скважины определяется РїРѕ результатам ее исследования. Сущность этого исследования заключается РІ следующем.  [4]

Коэффициент продуктивности скважины является СЃСѓРјРјРѕР№ коэффициентов продуктивности для Рї блоков.  [5]

Коэффициент продуктивности скважины РЅР° практике определяется РїРѕ данным исследования скважин методом пробных откачек. Р’ данной работе предлагается метод РЅР° РѕСЃРЅРѕРІРµ теории некорректных задач, который позволяет получить оценку коэффициента продуктивности РїРѕ РљР’Р”.  [6]

Коэффициент продуктивности скважины - отношение дебита скважины Рє перепаду давления, РїСЂРё котором получен данный дебит.  [7]

Коэффициенты продуктивности скважин созданы РїСЂРёСЂРѕРґРѕР№, РѕРЅРё неслучайны РІРѕ времени, РјРѕРіСѓС‚ быть постоянными, если РёС… РЅРµ ухудшают РїСЂРё эксплуатации, РЅРѕ РѕРЅРё хаотически распределены ( тоже РїСЂРёСЂРѕРґРѕР№) РїРѕ скважинам. Хаотически распределены, значит, РёС… изменения РѕС‚ скважины Рє скважине РЅРµ подчиняются линейным Рё гладким закономерностям, Р° также однообразным колебательным закономерностям; хаотически, значит, РїРѕ известному значению РѕРґРЅРѕР№ скважины нельзя предсказать неизвестное значение РґСЂСѓРіРѕР№ соседней скважины; вернее, предсказать можно, РЅРѕ ошибка предсказания будет слишком велика; СЏСЃРЅРѕ, что неизвестное значение будет РёР· совокупности значений.  [8]

Коэффициент продуктивности скважины РїРѕ нефти, Рљ - отношение количества пластовой нефти, поступающей РёР· эксплуатационного объекта РІ скважину Р·Р° сутки, Рє величине депрессии РЅР° пласт.  [9]

Коэффициент продуктивности скважины, РљРЎРљР’ - СЃСѓРјРјР° величин коэффициентов продуктивности скважины РїРѕ пластовой нефти Рё пластовой РІРѕРґРµ.  [10]

Коэффициент продуктивности скважины СЃ понижением давления РІ пласте непрерывно уменьшается. РџСЂРё больших депрессиях РЅР° пласт значения проницаемости для нефти kH, вязкости ( РіРЅ Рё объемного коэффициента Ьп существенно изменяются РІ пределах призабойной Р·РѕРЅС‹ пласта.  [11]

Коэффициент продуктивности скважин I типа РіСѓ РїРѕРґСЂРѕР±РЅРѕ был исследован РІ В§ 5 главы XV. Таким образом, РІСЃРµ решение задачи сводится Рє сравнению Рє.  [12]

Коэффициентом продуктивности скважины называется отношение дебита скважины Рє перепаду давления РІ пласте или количество добываемой жидкости, приходящейся РЅР° перепад давления РЅР° 1 am РІ течение суток.  [13]

Фактически коэффициент продуктивности скважин РІ соответствии СЃ функциональными зависимостями после изменения ее забойного давления устанавливает ае сразу, Р° РІ течение некоторого времени ее эксплуатации. Отсюда следует, что РїСЂРё кратковременных исследованиях скважин, продолжительность которых меньше времени релаксации, РЅРµ может быть установлена зависимость, определяющая отрицательные стороны процесса разработки нефтяных пластов Рё показывающая существенное уменьшение продуктивности скважин РїСЂРё снижении РёС… забойного давления ниже давления насыщения. Относительно определения фатального забойного давления добывающих скважин отметим следующее: если рациональное забойное давление близко Рє давлению насыщения, РЅРµ имеет РѕСЃРѕР±РѕРіРѕ значения РІРёРґ математической формулы, используемой для описания зависимости коэффициента продуктивности РѕС‚ забойного давления; РѕРЅР° может быть линейной, показатедь-Р№СЃР№ или какой-либо иней.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение

Совершенная скважина вскрывает пласт на всю его мощность и при этом вся поверхность скважины является фильтрующей.

Установившийся одномерный поток жидкости или газа реализуется в том случае, когда давление и скорость фильтрации не изменяются во времени, а являются функциями только одной координаты, взятой вдоль линии тока.

Плоскопараллельное течение имеет место в прямоугольном горизонтальном пласте длиной L с постоянной мощностью h. Жидкость движется фронтом от прямолинейного контура питания с давлением ркк галерее скважин (скважины расположены на одной прямой праллельной контуру питания в виде цепочки на одинаковом расстоянии друг от друга) шириной (длиной галереи) В с одинаковым давлением на забоях скважин рг (рис. 4). При такой постановке задачи площадь фильтрации будет постоянной и равна S = Bh, а векторы скорости фильтрации параллельны между собой.

Плоскорадиальный поток возможен только к гидродинамически совершенной скважине радиусом rс, которая вскрыла пласт мощностью h с круговым контуром питания радиусом Rк, а давления на скважине и контуре питания равны рс и рк соответственно.

Формулу называют формулой Дюпюи. По ней определяется объемный дебит одиночной скважины в пластовых условиях.При подъеме нефти в скважине происходит ее разгазирование и, вследствие этого, уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти. Кроме того, на практике чаще всего используется массовый дебит (т/сут.) С учётом этого коэффициента формула записывается

где k-коэффициент проницаемости, дарси; h - мощность пласта, см; Рк и Рс - давление на контуре питания и в скважине, ат; Rк и Rс - радиусы контура питания и скважины, см; μ - вязкость жидкости, сантипуазы; Qr - дебит скважины, см3/сек. Ф. Д. широко применяется в нефтепромысловом деле.

продуктивность — это коэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче.

По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии: где — коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)], — дебит скважины [м³/сут], — депрессия [МПа], — пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа], — забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты и по квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности по газу связан с фильтрационным коэффициентом соотношением:

Индикаторная диаграмма — для различных поршневых механизмов графическая зависимость давления в цилиндре от хода поршня (или в зависимости от объёма, занимаемого газом или жидкостью в цилиндре). Индикаторные диаграммы строятся при исследовании работы поршневых насосов, двигателей внутреннего сгорания, паровых машин и других механизмов.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

Индикаторная диаграмма представляет собой замкнутую линию. По оси абсцисс откладывают величину хода поршня (или объём рабочей среды), а по оси ординат — давление.

По форме индикаторных диаграмм можно судить об исправности механизма, и при отклонении от нормальной формы диаграммы можно определять — в чём именно заключается неисправность. Иными словами, индикаторные диаграммы используют в технической диагностике поршневых механизмов.

Кроме того, с помощью индикаторных диаграмм можно определять индикаторную мощность и определять КПД механизма.

Термин «индикаторная диаграмма» применяется также в нефтегазовой промышленности по отношению к нефтяным и газовым скважинам, где он носит иной смысл.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 3

Для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения вводится понятие приведенного давления. Измеренные или вычисленные забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости, которой может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна.

Рис. 2.1. Схема наклонного пласта: 1- водонасыщенная часть пласта;

2 - первоначальный контакт; 3 - нефтенасыщенная часть; 4 - плоскость приведения

Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого определяется при разведке месторождения. Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления.

Приведенное давление (рис. 2.1) в скв. 1

а приведенное давление в скв. 2 будет

ρн - плотность нефти в пластовых условиях; g - ускорение силы тяжести;Δh2, Δh3 - разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.

Если водонефтяной контакт поднялся на Δz, а плоскость приведения осталась прежней, то приведенные давления

для скв. 1 ,

для скв. 2 .

Здесь Δh2 и Δh3 - разность отметок забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта; ρв - плотность воды в пластовых условиях.

Кроме перечисленных давлений необходимо знать также давления на линии нагнетания и на линии отбора. Определение этих понятий будет дано в 3 главе при изложении методов поддержания пластового давления.

Потенциа́льное тече́ние — безвихревое движение жидкости или газа, при котором деформация и перемещение малого объёма жидкости происходит без вращения (вихря). При потенциальном течении скорость жидкости может быть представлена следующим образом:

v→=∇ϕ(x,y,z)

где ϕ(x,y,z) — некоторая скалярная функция, называемая потенциалом скорости течения. Движение реальных жидкостей будет потенциальным в тех областях, где действие сил вязкости ничтожно мало по сравнению с действием сил давления и в которых нет завихрений, образовавшихся за счёт срыва со стенок пограничного слоя или за счёт неравномерного нагревания. Необходимым и достаточным условием потенциальности течения являются равенства:

∂vx∂y=∂vy∂x,∂vx∂z=∂vz∂x,∂vy∂z=∂vz∂y

14 Зависимость параметров флюидов от давления. Функция Лейбензона Влияние разности между давлением бурового раствора и давлением флюида в порах горных пород ( Ар) на механическую скорость ин рассмотрено во многих работах. Если давление в скважине рс меньше пластового рпл( давление флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, что называется проявлением. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются само-изливом жидкости ( газа) на устье ( переливы), выбросами, открытым ( не контролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, а иногда создают угрозу пожаров, взрывов, отравлений. Помимо внешнего давления, на проницаемость оказывает значительное воздействие давление фильтрующего флюида ( газа) Рф. Данные, приведенные в работе , показывают, что при повышении - Рф на 30 кгс / см2 при АРconst проницаемость гипсов увеличивается в 1 2 - 5 раз. Авторы объясняют это явление тем, что при повышении давления газа происходит как частичная разгрузка породы от внешнего давления и соответственно увеличение ее общего объема, так и сокращение объема твердой фазы за счет сжатия отдельных ее частиц под действием внешнего и внутреннего давлений. Таким образом, для возникновения трещин, секущих слоистость, давление флюидов должно быть большим, чем для возникновения трещин по слоистости. 1.Помимо внешнего давления заметное влияние на проницаемость пород оказывает и давление фильтрующегося флюида ( газа)

Функция Лейбензона Основы теории движения газа в пористой среде были разработаны основателем советской школы нефтегазовой гидромеханики академиком Л.С.Лейбензоном. Он впервые получил дифференциальные уравнения неустановившейся фильтрации совершенного газа в пласте по закону Дарси.При выводе уравнения предполагалось, что коэффициенты пористости и проницаемости не изменяются с давлением, т.е. пласт недеформируем, вязкость газа также не зависит от давления, газ совершенный, а фильтрация газа в пласте происходит при неизменных во времени температурах газа и пласта (изотермический закон).

Для вывода дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации совершенного газа воспользуемся уравнением, которое справедливо для любого сжимаемого флюида:

, (1)

где коэффициенты проницаемости и вязкости постоянны.

Функция Лейбензонадля совершенного газа определяется по формуле:

Р= ρатp2⁄(2pат) + С. (2) Продифференцируем (2) по координатам 2 раза:

, , (3)

Преобразуя правую часть уравнения (1) и считая пористость m0 постоянной и учитывая, что для совершенного газа ρ = ρатp ⁄ pат, (4) получим:

(5)

Подставив выражения (3) и (5) в уравнение (1), получим:

(6)

Где выражение в скобке представляет собой оператор Лапласа относительно р2, поэтому уравнение (6) принимает вид: Полученное дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации совершенного газа называется уравнением Лейбензона и представляет собой нелинейное уравнение параболического типа. Оно справедливо для совершенного газа при выполнении закона Дарси. Так как коэффициент пористости входит в уравнение (1) в виде произведения ρm, в котором плотность газа меняется в большей степени, чем пористость, его изменением пренебрегают. Уравнение Лейбензона (6) можно записать следующим образом, умножив правую и левую части на давление р и заменив (8) В такой записи под знаками производных по координатам и по времени находится одна и таже функция р2, но коэффициент в правой части kр/(ηm0)-переменный, в него входит искомая функция p(x,y,z,t). Неустановившаяся фильтрация реального газа с уравнением состояния ρ = ρатp ⁄ [pатz(p)] и с учетом зависимости коэффициента вязкости от давления η=η(p) и недеформируемости пористой среды (m0=const, k=const) описывается следующим нелинейным дифференциальным уравнением параболического типа:

(9) Для решения задач, связанных с неустановившейся фильтрацией газа, дифференциальное уравнение в форме (6) или (8) должно быть проинтегрировано по всей области газовой залежи при заданных начальных и граничных условиях.

Так как уравнение (6) или (8) представляет собой сложное нелинейное уравнение в частных производных, оно в большинстве случаев не имеет точных аналитических решений. Его можно проинтегрировать численно с помощью ЭВМ или решить приближенным способом. Приближенные способы хорошо разработаны.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 4

В большинстве случаев дебит газовых скважин не следует закону Дарси так же, как в некоторых случаях для нефтяных и водяных скважин.

Вблизи фильтрационных отверстий при приближении к стенке скважины скорость фильтрации становится настолько большой, что число Рейнольдса превосходит критическое. Квадраты скоростей становятся настолько большими, что ими пренебрегать уже нельзя.

Уравнение притока реального газа по двухчленному закону фильтрации к совершенной скважине записывается в виде, аналогично идеальному

, (3.72)

но здесь А и В являются функциями р и Т

. (3.73)

Приток к несовершенной скважине учитывается так же как и при фильтрации по закону Дарси, т.е. введением приведённого радиуса скважины в формулу дебита.

  Рис.3.11. Схема притока к скважине несовершенной по степени и характеру вскрытия

При нарушении закона Дарси для скважины несовершенной по степени и характеру вскрытия для расчета притока проще всего использовать следующую схему. Круговой пласт делится на три области (рис. 3.11). Первая имеет радиус R1 » (2-3) rc. Здесь из-за больших скоростей вблизи перфорации происходит нарушение закона Дарси и проявляется в основном несовершенство по характеру вскрытия. Вторая область - кольцевая с R1< r< R2 и R2»h. Здесь линии тока искривляются из-за несовершенства по степени вскрытия, и фильтрация происходит тоже по двухчленному закону. В третьей области (R2< r< Rк) действует закон Дарси и течение плоскорадиально.

Для третьей области

. (3.74)

Во второй области толщина пласта переменна и изменяется по линейному закону от hвс при r = R1 до h при r = R2 (hвс - глубина вскрытия), т.е. h(r) = a + br, где a и b определяются из условий h(r) = hвс при r = R1;h(r) = h при r = R2. Чтобы получить закон движения в этой области, надо проинтегрировать уравнение (3.50), предварительно подставив вместо постоянной толщины h переменную h(r) и учтя реальные свойства газа:

, (3.75)

где

С2 - вычисляется приближенно в области hвс>> R1.

В первой области фильтрация происходит по двухчленному закону и плоскорадиальное течение нарушается из-за перфорационных отверстий. Уравнение притока имеет вид (3.75), но несовершенство учитывается коэффициентами С3 и С4, а R2 заменяется на R1 и R1 - на rc.

Коэффициент С3 определяется по графикам Щурова, а для определения С4 используется приближенная формула:

,

где N- суммарное число отверстий; R0- глубина проникновения перфорационной пули в пласт.

Складывая почленно (3.74), (3.75) и уравнение притока для первой области, получим уравнение притока для несовершенной скважины:

, (3.76)

где

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

8.11. Понятие о продуктивности и производительности скважин. Коэффициенты продуктивности и приемистости, методы их определения. Гидропроводность, проводимость, подвижность, количественная оценка.

(Из шпор)

Коэффициент продуктив-ти () – отношен-е суточного дебита н., г. или воды к депрессии. Коэффициент продуктив-ти показывает на сколько может измениться произво-ть скв. при изменении Р на 1 атм.

=Qн /∆Р опред-ся по начальному прямолин-му участку индикат-ой кривой( по построенной зав-ти Qн от ∆Р). Анализ  позвол-ет выявить неоднор-ть прод. пл. по колл-ким св-вам, высокий  указыв-ет на хорошие кол-кие св-ва и высокую прониц-ть ( Кпрониц. = *μн*(lnRk/rc +C)/2πh), где С- коэф. учитывающий несовершенство скв. по степени и хар-ру вскрытия прод. пл.; Rk- радиус контура питания т.е. расстояние от скв. до внеш. контура нефт-ти или половина расст-я между соседними скв.

Удельный коэффициент продуктив-ти – отнош-е рассчит-ного коэф. продук. к эффектив. мощности пласта.

 уд = /Нэф., опред. изменения дебита на 1м мощ-ти пл. По  расчитыв-ся фильтрационные хар-ки пл.: прониц., гидропровод. Коэф-т приёмистости:

Кприем= Q(любой жид-ти) / Рзаб-Рпл.

Гидропроводность ε= Кпр*Н/ μ [Дарси*см/сПз], Н –толщина, μ-вязкость Подвижность а= Кпр/ μ [Дарси/сПз], Проводимость в= Кпр*Н [Дарси*см].

(Из интернета)

Коэффициент продуктивности – это отношение суточного дебита нефти к депрессии. Он определяется по индикаторной диаграмме. h=Qсут/DP. Этот коэффициент можно также рассчитать по КВД, но будет иметь место большая погрешность.

 Существует удельный коэффициент продуктивности – он используется для оценки дебитов новых скважин, при оценке кондиционных значений коллекторских свойств.

Коэффициент приемистости – это коэффициент продуктивности для нагнетательных скважин. Также определяется по ИД, при его определении используется показатель репрессии (Рзаб-Рпл).

Производительность – это суточный дебит скважины. Он зависит от коэффициента продуктивности и связан с геолого-промысловыми характеристиками пласта.

Гидропроводность: .

Подвижность определяется по формуле: .

И проводимость: .

По проводимости определяют удельный дебит нефти, приходящийся на каждый зональный интервал.

8.12. Нефтегазоконденсатоотдача пластов, влияние и учет геологических факторов на полноту использования недр.

(Из шпор)

Коэф-т нефтегазоотдачи или КИН -  = Квыт * Кохв* Кзавод

Квыт – отношение статочное кол-во нефти при неограниченой прокачке воды через образец, к начальному кол-ву этой нефти.

Кохв(раз-кой и вытеснением) – отношение V залежи которая подвергается влиянию вытесняющего агента(раз-кой) к общему V этой залежи.

Кзавод – отношение заводненой части залежи к общему V этой залежи.

В ЗС коэф-т нефтеотдачи = 0,1-0,7, коэф-т газоотдачи около 1, если осуществляется сайклинг процесс (закачка газа освобожденного от конденсата) то коэф-т газоотдачи =0,6-0,65.

Коэф-т нефтеизвлечения зависит как от геол-х так и от технологических условий разработки. К геол-ким причинам относятся; неоднородность пл., его прерывистость, низкая прониц-ть, высокая вязкость, высокая расчлененность пл., низкая песчанистость. от ФЕС, от режима залежи К технологич. Причинам относится: степень вскрытия пласта перфорацией, плотность сетки скв., система ППД, от системы разработки. При подсчете запасов и проектирования разработки коэф. газоотдачи принимается=1, но фактически при газовом режиме =0,98, при газо-упруговодонапорном= 0,92-0,96, при газоводонапорном=0,85-0,89. Коэф. конденсатоотдачи – 75-80%, у нас в ЗС= 0,3-0,5.

Необходимым условием применения передовых методов интенсификации добычи нефти является их экономическая оправданность и экологическая безопасность для рационального освоения запасов.

К современным наиболее эффективным технологиям относятся следующие:

- Гидроразрыв пласта (ГРП);

- Современные методы вскрытия пласта (глубокопроникающая перфорация, вскрытие на депрессии и т.д.);

- Обработка призабойной зоны пласта различными составами;

- Бурение многозабойных скважин;

- Бурение горизонтальных или пологих скважин.

ГРП

Гидроразрыв пласта в настоящее время является определяющей технологией среди методов воздействия на низкопродуктивные объекты разработки. ГРП позволяет ввести в разработку зоны с плохими фильтрационными свойствами за счет создания трещин в продуктивном пласте путем нагнетания жидкости под высоким давлением и закреплением их проппантом.

Целенаправленное применение этого метода на высокопрерывистой низкопроницаемой части запасов позволило увеличить дренируемый объем залежи в среднем в 2,5 раза.

В целом практика показала, что использование гидроразрыва пластов коренным образом изменяет характер выработки запасов, влияние которого сохраняется в среднем до 4 – 5 лет.

studfiles.net


Смотрите также