Пластовое давление и эффективные напряжения реферат

Обновлено: 05.07.2024

Прикрепленные файлы: 1 файл

Система ППД.doc

Ознакомившись с информацией о поддержании пластового давления, как я понял в настоящее время методы ппд применяются с первого периода разработки залежи. Процесс нагнетания воды в продуктивный пласт через нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления называется заводнением. Можно сказать, что это метод искусственного создания водонапорного режима разработки в гидродинамически изолированных залежах и залежах, плохо связанных с областью питания, путем закачки воды в пласт с поверхности через нагнетательные скважины. Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются в водоносной части залежи, т. е. за контуром нефтяной залежи. Нагнетаемая вода начинает вытеснять нефть в направлении к эксплуатационным скважинам. Законтурное заводнение, как правило, применяется на малых и средних по размерам нефтяных залежах, преимущественно пластовых сводовых. Внутриконтурное заводнение характеризуется тем, что нагнетательные скважины располагаются не только за контуром нефтяной залежи, но и внутри самого контура. Внутриконтурное заводнение, как правило, применяют на больших залежах нефти, где из-за значительной их протяженности энергии законтурных скважин бывает недостаточно. Очень крупные нефтяные залежи разбиваются рядами нагнетательных скважин на отдельные более мелкие блоки.

Система поддержания пластового давления

Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Поддержание пластового давления - процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, осевого, барьерного, площадного, очагового или избирательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины — коэффициентом продуктивности. Коэффициент приемистости – сколько воды скважина может вместить. Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания:

Коэффициентом вытеснения нефти водой η₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Коэффициентом охвата пласта η₂ воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 1).

Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности). При этом линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

степень разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;
предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;
расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Чем лучше степень разведанности, чем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания.

Значение вышеперечисленных факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтеносности. Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают, возможно, ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин.

Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму.

Благоприятными геологическими условиями для этого вида заводнения являются:

однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи;
малая относительная вязкость нефти;
высокая проницаемость коллектора;
сравнительно однородное строение пласта;
небольшая ширина залежи (4 – 5 км).
хорошая гидродинамическая связь продуктивной и законтурной части пласта.

Нефтеизвлечение в благоприятных ситуациях может достигать 60-65%. При законтурном заводнении на одну нагнетательную обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль внутреннего контура нефтеносности кольцевыми рядами. При нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта. При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи.

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части, а также когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.

Плохая связь залежи с водоносной частью пласта бывает обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи водонефтяного контакта. Такие явления характерны для карбонатных коллекторов, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пор солями и твердыми битумами. Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным.

На сегодняшний день применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;
барьерное заводнение;
разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;
сводовое заводнение;
очаговое заводнение;
площадное заводнение.

Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды. Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между нагнетательными скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. В рассматриваемом способе воду закачивают в пласт через скважины, расположенные рядами (линиями) разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения сначала эксплуатируются при возможно более высоких дебитах.

В результате прискважинные зоны пласта очищаются, и пластовые давления в ряду уменьшаются. Затем скважины в ряду осваивают через одну под нагнетание, в то время как в промежуточных скважинах ряда продолжается интенсивная добыча. При этом нагнетаемая в пласт вода перемещается вдоль разрезающего пласта. После обводнения промежуточных нагнетающих скважин они также переводятся под закачку воды. Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5 – 7). Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная.

По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения:

Сводовое заводнение. При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади.

Центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения, это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами.

ОБ ЭФФЕКТИВНОМ НАПРЯЖЕНИИ И ОПЫТАХ ТЕРЦАГИ

И.Ф. Радковец (ЗапСибНИИгеофизика)

Связь между горным давлением Р гор , напряжением в скелете породы Р ск (иначе его называют эффективным) и давлением в насыщающей жидкости Р пл описывается широко известной формулой [1,2,4]

Р гор = Р ск + Р пл (1)

(здесь и далее Р гор и Р ск означают вертикальные составляющие указанных параметров) .

При записи уравнения (1) обычно рассуждают следующим образом. Пластовое давление жидкости способствует уменьшению нагрузки, передающейся на скелет породы от массы вышележащих отложений (если кровля пласта непроницаема) [1, с.67]. Тогда давление на скелет породы будет равно:

Р ск = Р гор – Р рпл (2)

Параметры Р гор и Р пл определяются выражениями

P гор = d ГП gH, (3)

Р пл = d в g Н, (4)

где d ГП и d В - плотность насыщенных горных пород и воды соответственно; g - ускорение свободного падения; Н - глубина до точки определения параметров.

Отсюда легко находят Р ск :

Р ск =gH( d гп - d В ). (5)

Однако значение параметра Р ск , вычисленное по формуле (5), значительно меньше фактически существующих напряжений в природе. Видимо, поэтому было решено, что не вся величина пластового давления направлена на разгрузку горного, и поэтому при параметре Р пл в уравнении (1) справедливо появляется коэффициент n , а формула (2) принимает вид

Р ск = Р гор - n Р пл (6)
где 0 n

Однако подлинной причиной нарушения равенств (1) и (2) явилось то, что они записаны вопреки законам физики. Дело в том, что пластовое давление противодействует горному не по всей площади сечения горной породы, а лишь на участках, занятых жидкостью. Поэтому в уравнении (2) давления необходимо выразить через силы и потом уже производить операцию сложения (или вычитания).

Пусть на некотором участке отложений вся площадь горизонтального поперечного сечения пород равна S, а часть сечения, приходящаяся на пористую среду, равна S п . Тогда вместо уравнения (2) следует записать:

Р ск (S – S п) = Р гор S - Р пл S п (7)

откуда после ввода нового параметра – коэффициента просветности, равного

K S =S п /S, (8)
и после преобразований получим:

P гор = Р ск (1-K s )+P пл K s . (9)

Если произвести вычисление напряжения Р ск исходя из формулы (9), то окажется, что оно не только не меньше горного давления, но даже больше него, поскольку противодействующая массе вышележащей толщи сила

F ПЛ =Р пл S п (10)

меньше силы, создаваемой на этих же площадках массой пород

F гор =P гор S п (11)

F пл не компенсирует F гор полностью, и эта нескомпенсированная часть в результате будет приходиться на твердую фазу пород, увеличивая в ней напряжение.

Для того чтобы объяснить причину возникновения формул (1) и (2), необходимо рассмотреть их происхождение.

Немецкий исследователь Терцаги на основании лабораторных опытов Рендулика и своих собственных [3] пришел к выводу, что если на пористый образец, помещенный в непроницаемую оболочку, окаймляющую его боковую поверхность, сверху давит столб воды, то при отсутствии разделяющей пластины это давление не вызывает деформации грунта ( рисунок ). При действии каких-нибудь иных механических сил (например, эквивалентных действию массы свинцовой дроби) слой грунта окажется заметно сжатым. На основании этого Терцаги предположил, что сжимающее напряжение в водонасыщенном грунте включает в себя две составляющие – нейтральное гидростатическое давление P w и эффективное s эф . Сумму этих давлений он назвал полным

s = s эф +P w . (12)

Для того чтобы можно было подтвердить это замерами, были произведены испытания образцов по следующей схеме: в дополнение к осевому давлению s ', действующему посредством пластины, было добавлено всестороннее Р вс с помощью сжатого воздуха или глицерина (см. рисунок ). К жидкости, насыщающей поры, через фильтрующий камень подсоединены манометр и кран. Так как обе составляющие создают напряженное состояние образца, то было решено, что каждое его горизонтальное сечение испытывает вертикальное напряжение, равное сумме осевого давления и всестороннего

s г = s '+Р вс , (13)

а каждое вертикальное сечение – только всестороннее давление

s II = s III = р вс (14)

На основании таких лабораторных опытов Терцаги и Рендулик сделали вывод, что деформация образца e и сопротивление сдвигу с зависят от разницы между полным напряжением и давлением в порах P w , т.е. от эффективного давления:

где s эф = s '+P вс -P w . (17)

Получение такого результата лабораторными опытами можно подтвердить и теоретически.

С учетом уравнения (17) найдем частное от деления деформации на эффективное напряжение:

Из определения коэффициента упругости относительная объемная деформация образца e может быть найдена по формуле

Назовем породы пропорционально сжимающимися, для которых

В этом случае давление в насыщающей жидкости (Радковец И.Ф., Радковец Н.Л., 1990) определяется уравнением

P w = s 0 = b 0 / b ж , (21)

где b 0 , b ж - коэффициенты упругости горной породы и жидкости соответственно; s 0 - среднее напряжение в образце (находится согласно теории упругости), равное:

Подставляя выражения (19), (21) и (22) в правую часть уравнения (18), получим:

Для прямой пропорциональности между e и s эф необходимо и достаточно, чтобы соблюдалось условие: e / s эф = const. (24)

Найдем предел отношения (24) при V-> 0,5:

Из уравнения (25) видно, что при коэффициентах Пуассона, равных 0,5, существует прямая пропорциональная зависимость между e и s эф . С уменьшением значения v зависимость (15) отклоняется от прямой линии.

Если относительные деформации e ск и e не равны между собой, то давление в порах может быть представлено общим уравнением

где b ск - коэффициент упругости скелета.

Решая аналогичным образом при V = 0,5, получим также:

Терцаги и Рендулик работали с грунтами – песком и глиной. Коэффициенты Пуассона для таких пород довольно велики, поэтому они могли с достаточной степенью точности получить прямую пропорциональную зависимость между e  и s эф в некотором небольшом диапазоне изменения внешних сжимающих сил, пока упругие свойства образцов сохранялись постоянными. В других случаях (небольшие значения v, изменяющиеся коэффициенты упругости) зависимость e =f( s эф ) должна отклоняться от прямолинейной, но эти случаи не характерны для грунтов, поэтому Терцаги обнаружил только прямую пропорциональность. И поскольку при этом значение e  не зависит от P w , то он и предложил уравнение (12), которое впоследствии было использовано в геологии.

Насколько правомерно переносить результаты лабораторных исследований в условия естественного залегания горных пород, в настоящей статье не рассматривается. Но поскольку этот перенос уже осуществлен, уточним, что определяет s эф для отложений в земной коре. Обратимся к первому опыту Терцаги, когда при отсутствии металлической пластины сверху непосредственно на образец давит столб жидкости (см. рисунок ). Отсутствие деформации грунта в этом случае можно объяснить тем, что вода заполняет все поры образца и ее давление, распределяясь по всем направлениям, действует на каждую частицу в отдельности. Последние, деформируясь, уменьшаются в размерах. Следует полагать, что настолько же увеличивается и пористое пространство, поэтому общие размеры образца остаются без изменений. На этом основании Терцаги назвал давление воды нейтральным. Такое же действие оказывает на горные породы в земной коре насыщающая их жидкость. Поэтому пластовое давление также можно назвать нейтральным. Давление же твердой ненасыщенной вышележащей толщи отложений, аналогичное действию свинцовой дроби на образец, деформирует залегающие породы и поэтому его следует называть эффективным. Полное напряжение в этом случае в соответствии с формулой (12) будет

s = s эф +Р пл . (28)

Параметр s эф можно выразить уравнением

s эф = d ск g Н, (29)

где d ck - средняя плотность скелета вышележащих отложений.

Уравнение (28) выражает не суть формулы (1), записанной вначале: параметр s вовсе не равен Р гор . Это видно из следующего.

Для определения s эф плотность скелета породы можно найти из системы уравнений

где d Т - плотность твердой фазы породы K п - коэффициент пористости,

решая которую, получим:

d ск =  гп - В К П . (32)

По известной плотности  ck определяются эффективное и полное напряжения:

Сравнивая уравнения (5) и (33), (3) и (34), приходим к выводу, что

s эф >P ск , (35)
а

Эти различия, казалось бы, в одинаковых параметрах произошли вследствие того, что общее напряжение, создаваемое массой насыщенной горной породы, не равно полному напряжению, т.е. сумме обеих составляющих, существующих в каждой фазе отдельно. Терцаги лишь ввел понятия полного и эффективного напряжения. Рассмотрим теперь физический смысл каждого из них.

Если толща отложений до некоторой глубины состоит из одних коллекторов, то эффективное напряжение создается только твердой фазой вышележащих пород и действует как вне каждой частицы, сдавливая их между собой, так и внутри частиц. Образуется некоторое среднее напряжение на контакте и внутри всех частиц, вместе взятых. Поэтому оно и оказывает влияние на деформацию и сопротивление сдвигу.

Гидростатическое давление образуется насыщающей жидкостью и действует на каждую частицу в отдельности, не прижимая их друг к другу. Поэтому внутри частиц создается напряжение, равное сумме обеих составляющих, т.е. полное напряжение, а на контакте между ними – только одно, эффективное.

Горное же давление Р гор создается смесью породы с водой и определяется плотностью этой смеси, которая равна не сумме составляющих плотностей, как это следует из уравнений (1)-(5), а сумме их долей. Для определения Р гор необходимо прежде найти суммарную плотность по формуле (31). Тогда

Горное давление (вернее, его вертикальная составляющая) создается под плотным слоем. В этом случае эффективное давление в скелете залегающего ниже пласта-коллектора будет определяться исходя из формулы (9):

Таким образом, на основании опытов Терцаги можно сделать следующие выводы.

Эффективное напряжение формируется в твердой фазе пористого пласта и определяется двумя факторами:

1. Массой скелета вышележащей толщи, если последняя также пористая; в этом случае  эф находится по формуле (33).

2. Массой всей вышележащей толщи, если в кровле коллектора залегает плотный пласт; тогда  эф вычисляется по формуле (38) .

Сумма эффективного напряжения с пластовым давлением составляет полное напряжение (не равное горному) и соответствует выражениям (28) и (34).

Горное давление Р гор определяется формулой (3) и меньше полного, в результате чего выражение (1) является неравенством Р гор ск + Р пл и должно быть исключено из учебной литературы по физике пласта. Вместо него следует пользоваться уравнением (28).

Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1982.
Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. - М.: Недра, 1977.
Терцаги К. Теория механики грунтов. -М.: Госстройиздат, 1961.
Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. - М.: Гостоптехиздат, 1959.

The present article deals with the known formula in petrophysics describing a relationship between rock pressure, rock skeleton stress and saturated liquid pressure. Author proves that this formula is against the physics laws and therefore a rated rock skeleton stress appears to be too low, and suggests to exclude it from petrophysics text-books. Considering that formation pressure counteracts rock pressure not over the whole area of rock section but only at localities occupied by a liquid, the author suggests his own solution of the problem and derives a formula complying with physical reality.

СХЕМА ТЕРЦАГИ ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ ГРУНТОВ

1 - образец; 2 - резиновая оболочка; 3 - металлическая пластина; 4 - фильтрующий камень; 5 - свинцовая дробь; К - кран; М - манометр

Срочно нужно написать реферат по энергетическому машиностроению ко вторнику. Список требований в файле.

Отличный автор, большой технический специалист. Очень сильно выручил, сложную работу сделал качественно и раньше срока.

году они предоставили в общей сложности 3884

кВт/ч электроэнергии, что составляет 16,5\%

от общего объема производства электроэнергии в мире.
Стоимость гидроэлектростанции является относительно низкой, что делает ее конкурентоспособным источником возобновляемой электроэнергии. Они могут быстро .

Примерами могут служить электричество, которое получается с помощью первичных источников, таких как уголь, сырой нефти, мазута, природного газа, ветра, солнца, потоков воды и т.д.
Рассмотрим для полного понимания первичную энергию.
Первичная энергия является одной из форм энергии, которая получена из дикой природы без какого-либо процесса преобразования или трансформации. Это энергия, которая соде.

Как это обычно бывает, во всех обычных тепловых электростанциях тепло используется для получения пара, который приводит в действие паровую турбину, которая соединена с электрогенератором, производящим электричество. Исходя из доклада МАГАТЭ от 23

года, существует 435

работающих ядерных энергетических реакторов, расположенных в 30

странах.
Попытки использовать управляемую ядерную.

Электрическая энергия создается с помощью генератора, который преобразует механическую энергию, порожденную другими источниками энергии.
В современном мире системы электроэнергий разных стран связаны, что позволяет производить экспорт или импорт электроэнергии из энергосистемы в соседние страны.
Электричество получило научный интерес в конце 17

-го века благодаря работе Уильяма Гилберта. В течение.

году они предоставили в общей сложности 3884

кВт/ч электроэнергии, что составляет 16,5\%

года, существует 435

работающих ядерных энергетических реакторов, расположенных в 30

странах.
Попытки использовать управляемую ядерную.

ГОСТ

Методы поддержания пластового давления

Пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе, которое установилось в нем до начала извлечения на поверхность полезного ископаемого.

Целями поддержания пластового давления являются: снижение количества добывающих скважин, снижение затрат на добычу одной тонны полезного ископаемого, увеличение дебита скважин. Основным способом поддержания пластового давления является заводнение.

Заводнение – это технологический процесс, целью которого является поддержание внутрипластового давления и выталкивания нефти к скважинам с помощью закачки в нефтеносный пласт воды.

Заводнение бывает следующих видов:

Законтурное.
Приконтурное.
Внутриконтурное.
Площадное.

Законтурное заводнение используется в том случае, если продвижение грунтовых вод в пласте не компенсирует объемы извлекаемого полезного ископаемого. Из-за этого процесса происходит снижение пластового давления и уменьшение дебита скважин. С целью компенсировать объемы извлеченного полезного ископаемого в пласт закачивается вода через нагнетательные скважины, которые располагают за внешним контуром нефтеносности.

Приконтурное заводнение применяется для пластов, где установилась низкая проницаемость в законтурной части. При этом способе нагнетательные скважины располагаются в водонефтяной зоне продуктивного пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Схемы законтурного и приконтурного заводнения изображены на рисунке.

Рисунок 1. Схемы законтурного и приконтурного заводнения. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Готовые работы на аналогичную тему

При внутриконтурном заводнении восстановление или поддержание пластового давления производится с помощью закачки воды в нефтенасыщенную часть пласта. Пример схемы внутриконтурного заводнения изображена на рисунке:

Рисунок 2. Пример схемы внутриконтурного заводнения. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

На территории Российской Федерации используется несколько видов внутриконтурного заводненения, среди которых:

Разрезание залежи полезного ископаемого рядами нагнетательных скважин. Этот способ применяется на месторождениях с большими водонефтяными зонами. Каждую зону отрезают от основного участка и разрабатывают отдельно.
Барьерное заводнение.
Разрезание на отдельные блоки разработки.
Сводовое заводнение. При этом способе нагнетательные скважины располагаются на своде структуры или возле неё. Сводовое заводнение может быть очаговым, кольцевым, центральным,
Очаговое заводнение. Этот способ применяется на месторождениях, которым свойственно неоднородное строение пластов
Избирательное заводнение. Этот способ используется на месторождениях, где залежи полезного ископаемого имеют резко выраженную неоднородность. Скважины бурятся по квадратной сетке без разделения их на нагнетательные и эксплуатационные.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды по всей площади нефтеносности. Площадная система заводнения, в зависимости от количества скважино-точек каждого элемента может быть линейной, четырех-, пяти-, семи-, девятиточечной.

Методы контроля поддержания пластового давления

Применяемые методы поддержания пластового давления подвергаются обязательному контролю. В основном это решается геофизическими методами. В этом случае основными задачами контроля за поддержанием пластового давления являются: контроль технического состояния нагнетательных и эксплуатационных скважин, определение обводненных прослоев и слоев, оценка приемистости пластов, оценка притока пластовой жидкости из разных частей, определение параметров и свойств притекающей жидкости, контроль продвижения контура нефтегазоносности, контроль перемещения водонефтяного контакта и газоводяного контакта.

Геофизические исследования для контроля поддержания пластового давления проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: нагнетательных, контрольных, находящихся на ремонте, фонтанирующих, пьезометрических, а также тех, которые оборудованы глубинными насосами. Современны приборы позволяют проводить все необходимые измерения через колонны насосно-компрессорных труб во время фонтанирования или через зазор между штангами глубинного насоса и обсадными колоннами.

Требования к системам поддержания пластового давления

Система поддержания пластового давления должна обеспечивать рациональное и централизованное размещения всего оборудования, в зависимости от внешних условий (ландшафт, погода и т.п.). Система поддержания пластового давления должна обеспечивать: закачку воды в продуктивные пласты в соответствии с технологическими проектами; подготовку закачиваемой воды до необходимых кондиций (состав, свойства и т.п.); возможность проведения всех исследований; герметичность и надежность всего используемого оборудования и средств; возможность изменения режима работы скважин.

Также мощность систем поддержания пластового давления должна обеспечить максимальную закачку воды по каждом технологическому блоку.

Читайте также: