 |
Основные режимы разработки ГЗ. Понятие о величине средневзвешен-
|
|
|
|
ного давления в пласте.
По Щелкачеву режимом н,г водоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки (характер
проявления движущих сил в пласте).При ГР-приток газа к забоям обус-
ловлен потенциальной энергией давления сжатого газа. При этом
ГОПП=const. При ВНР-в газовую залежь поступают контурные или
подошвенные воды, ГОПП уменьш-ся, газ к забоям скважин поступает под
давлением сжатого газа и под напором внедряющейся в пласт воды.
Средневзвешенное по ГОПП залежи Pпл- такое давление, которое устано-
вится в ГЗ после остановки всех эксплуатационных скважин, после прекраще-
ния перетоков в пласте.
PV = z m RT
1. перед остановкой m1=p1V1/z1RTпл;
m2 (аналогично вместо 1 двойка)
2.после остановки 
;
m=m1+m2, 
часто z(p)=zi, тогда
Определение Р на практике: по результатам исследования имеем карту изобар, карту (mh), карту альфа-газонасыщенностей.
Факторы, определяющие характер зависимости Р от Qдоб.газа:
№34. Режимы разработки нефтяных месторождений.
 |
Режим работы пласта - проявление доминирующей формы пластовой энергии, под действием которой нефть движется к забою.
Режимы пластов класс-ся по характеру сил, движущих в них нефть:
Упругий режим – вытеснение нефти из пористой среды происходит за счет упругого расширения жидкостей (Н и В), а также уменьшения порового объема со снижением пластового давления вследствие деформации горн. пород. Пласт д/б замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения осн. запасов нефти. Рпл >Рнас.
1. Если законтурная область нефт. пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефт. залежи весьма обширна, а пласт в ней высоко проницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным.
|
|
|
2. Извлечение Н. при режиме растворенного газа происходит при падении Рпл. Ниже Рнас., выделении из Н. растворенного в ней газа в виде пузырьков и их расширении. Режим в чистом виде набл-ся в часто переслаивающихся пластах, где затруднена вертикальная сегрегация газа за счет гравитации. Рпл.<Рнас.
3. Чаще всего выделяющийся из Н. газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газ-ю шапку (вторичную). В рез-те этого в пласте создается газонапорный режим (режим газ-й шапки).
4. Гравитационный режим – когда уже истощены и энергия выдел-ся из Н. газа, и упругая энергия, Н. из пласта под действием гравитации стекает на забой.
(49)
1.Темп разработки при ВР
1-ая кривая - 
4-ая кривая - 
Конечные участки кривых м/б различными и пресекать кривую ГР из-за защемления
большого количества газа за фронтом
2. Если у водоносного бассейна нет области питания (замкнутый) то 2а, если есть –2.
3.Чем больше проницаемость в зоне контакта «газ-вода», тем выше темпы продвижения
воды, Кр2-К2, Кр3-К3, то 
4.Тектонические нарушения являются либо препятствием для продвижения воды или
является путем для продвижения воды в пласт.
5. интерференция пластов, приуроченных к одной водонапорной системе ускоряет темп
снижения давления.
6. Неконтролируемые утечки и перетоки газа в другие пласты. 7. Неравномерное дрениро-
вание залежей по толщине. 8. Трещиноватость коллектора.9. Наличие конденсата в газе.
10. Утечки газа могли начаться до разработки месторождения. 11. При прочих равных
условиях ВР может проявляться сильнее (а давление соответственно падать медленнее)
при поступлении в залежь подошвенных вод по сравнению с контурными.На прак-
тике м/б несколько влияющих факторов. Важно правильно определить основной. Темп
|
|
|
внедрения воды может смениться во времени, т.о. что p/z зависимость будет линейной
при ВР.
 |
57. Методы повышения конденсатоотдачи пласта.
Факторы, влияющие на коэф-т конденсат-чи (ККО):
1. система раз-ки(с ППД и без ППД);
2. потенциальное сод-ие конденсата в доб-ом газе;
3. пористость (уд. поверхность пористой среды);
4. физич. св-ва конденсата и групповой состав;
5. начальные Р и Т в пласте.
Наиболее высокий ККО достигается при ППД. При этом ККО может достигать 85% - при ППД с помощью закачки сух. газа; 75% - при закачке воды. Залежи с повышенным сод-ем кон-та и большим этажом газоносности можно разрабатывать с закачкой сух. газа в купол и воды под поверхность ГВК(рис). При раз-ке ГКМ на истощение (без ППД) в усл-ях, когда объем пор постоянен за счет внедрения воды, а уменьшается только из-за выпадения кон-та, ККО можно увеличить сл. образом:
1. прямым испарением кон-та в массу закачиваемого в пласт газа на стадии ПХГ; 2. вытеснением жидкого углеводородного кон-та водой или с помощью ВГВ (водогоазового воздействия). Эти способы относятся к вторичным или третичным м-дам повыш-я ККО. Рабочим агентом при этом может служить: сух.газ (С1-С4); СО2; сух. газ, обогащенный определенным кол-вом промежуточных компонентов (пропан, бутан), с целью повышения растворяющей способности; ШФУВ – широкая фрация УВ-ов. При этом кон-т растворяет легкие УВ в своей массе и наряду с процессом прямого испарения кон-та в массу закачиваемого газа сам жидкий кон-т может получить подвижность в порах.
Рис.
 |
|
|
|
