6.Коэффициент сжимаемости нефти (β, 1/Па) - характеризует изменение, объема нефти за сет изменения давления выше давления насыщения. Обычно для дегазированной нефти р=4 'КГ -7 '10~ 1/Па.
7.Вязкость нефти (μ Па.с) в пластовых условиях всегда значительно ниже вязкости дегазированной нефти. Очень сильное влияние на вязкость оказывают пластовая температура и наличие растворенного газа. Чем больше в нефти растворенного газа, тем меньше её вязкость.
8.Плотность нефти (р, кг/м3) в пластовых условиях также отличается от плотности нефти в поверхностных условиях. При снижении давления до давления насыщения плотность нефти снижается, а при давлениях ниже давления насыщения плотность резко возрастает.
3. Понятие ПЗС. Факторы, ухудшающие проницаемость ПЗС
Призабойной зоной скважины (ПЗС) называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и её последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.
Основные причины снижения проницаемости ПЗС:
1.поглощение бурового раствора пластом при бурении скважин;
2.некачественная перфорация вследствие применения маломощных
перфораторов;
3.нарушение термобарического равновесия в пластовой системе,
приводящее к закупориванию порового пространства парафином и
афальтосмолистыми веществами;
4.проникновение в пласт рабочих жидкостей при проведении различных
ремонтных работ;
5.в нагнетательных скважинах - закупорка порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде.
4. Скин - эффект. Условия притока жидкости к забою скважины. Дебит скважины.
При вскрытии пластов их фильтрационная способность ухудшается в результате:
1. поглощения бурового раствора (БР) пластом;
2. проникновения фильтрата (дисперсионной среды) БР в поровое пространство;
3. проникновения твердых частиц (дисперсной фазы) БР в норовое пространство. Глубина проникновения в пласт твердых частиц БР составляет 40 мм, фильтрата – до Зм. и бурового раствора - до нескольких метров. Фильтрат и твердые частицы раствора попадают в поровое пространство также через трещины. Поступление частиц в поры зависит в основном от соотношения размеров (диаметров) пор (dn) и частиц (dч).
Если dn /dч > 10, то дисперсные частицы свободно перемещаются по поровым каналам;
При 3 < dn/dч< 10 происходит кольматация (наполнение, внутреннее загрязнение) пор частицами в процессе фильтрации жидкости, особенно сильно проявляющаяся при dn/dч >5;
При dn/dn <3 частицы в поры не проникают, на стенке пористой среды образуется проницаемая глинистая корка.
Фильтрат вызывает набухание глинистых компонентов коллектора, образование стойких водонефтяных эмульсий, выпадение нерастворимых осадков и блокирующее действие воды. Водонефтяные эмульсии бронируются глинистыми частицами и парафином, что происходит при охлаждении циркулирующим в скважине раствором призабойной зоны ниже температуры насыщения нефти парафином.
В результате могут образоваться такие минерально-органические агрегаты, которые не могут перемещаться в порах и потому закупоривают их. При смешении фильтрата и пластовой воды могут выпадать осадки сульфатов кальция, железа, бария, гидроксидов кальция, магния.
Проникновение твердых частиц сопровождается образованием глинистой корки на стенке скважины, внутрипоровой глинизацией. Вследствие этого уменьшается дебит или приемистость скважины, отдельные пропластки отключаются и не отдают нефть.
Условие притона жидкости к забою скважины
Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины, т.е. под действием перепада давлений:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.