Подошвенный

Для практики разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерны два режима - газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем порового пространства газовой залежи практически не изменяется по времени. [c.34]

При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода, что приводит к уменьшению объема порового пространства газовой залежи. При этом приток газа к забоям добывающих скважин осуществляется за счет напора поступающей в газовую залежь воды. [c.35]

Большое число нефтяных и газовых месторождений приурочено к водоносным пластам и разрабатываются в условиях водонапорного режима. В процессе разработки таких месторождений давление в нефтяной или газовой залежи снижается, и подошвенная или краевая вода вторгается в залежь. При этом плошадь нефтеносной (или газоносной) залежи уменьшается. При проектировании разработки месторождений такого типа важным показателем является количество воды, внедрившейся в залежь, а также давление в залежи в каждый момент времени (обычно считают, что давление во всей залежи в каждый момент одинаково, т.е. расчет ведется по средневзвешенному давлению). Такая задача, учитывающая продвижение водонефтяного (или газоводяного) контакта, очень сложна. Однако в начале разработки месторождения, когда информация о пласте и его особенностях мала, можно провести оценочные расчеты, не учитывая обводнения залежи. Нефтяную или газовую залежь моделируют в виде круговой и рассматривают как укрупненную скважину постоянного радиуса Л,. Водоносный пласт, окружающий скважину, рассматривается либо простирающимся до бесконечности, либо имеющим конечный размер Л,. [c.172]

Аналогичная задача о движении границы раздела двух жидкостей с различными физическими свойствами - вязкостью и плотностью-возникает во многих случаях и при разработке газовых месторождений с активной краевой или подошвенной водой, а также при создании и эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах и истощенных обводненных месторождениях. Знание в этом случае темпа продвижения контурных вод весьма важно, так как от него зависит темп падения пластового давления в газовой залежи или ПХГ, дебит газовых скважин и их размещение на газоносной площади, продолжительность бескомпрессорной эксплуатации газового месторождения и другие важные показатели. [c.202]

Из (7.34) следует, что при очень малых скоростях при р > р и при вытеснении снизу вверх (а > 0) движение устойчиво, даже если вязкость нефти г) существенно превышает вязкость воды т) . Поэтому, например, когда водонефтяной контакт (ВНК) далек от добывающих скважин и мала, граница раздела движется устойчиво. С приближением ВНК и с увеличением согласно (7.33) разность Aw увеличивается. Когда А н > О, движение неустойчиво, и язык подошвенной воды будет двигаться гораздо быстрее. [c.215]

ОБРАЗОВАНИЕ КОНУСА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ [c.221]

Рис. 7.11. Схема конуса подошвенной воды

Так как добыча нефти в данном случае сопровождается непрерывным замещением нефти подошвенной водой, конус, вообще говоря, не является стационарным. Однако при достаточно малых депрессиях, характерных для безводного притока нефти, и существенном влиянии силы тяжести образовавшийся конус поднимается медленно и устойчиво. Вертикальные компоненты скорости значительно меньше горизонтальных. Процесс имеет квазистационарный характер. Поэтому для приближенного расчета нестационарного конуса в этих условиях можно применять метод последовательной смены стационарных состояний, при котором конус в каждый момент времени считается стационарным. [c.222]

Имеется множество примеров использования щелевых лотков для решения гидротехнических задач. На щелевых лотках удобно моделировать стягивание контура нефтеносности, образование конуса подошвенной воды. [c.378]

Водная и нефтяная фазы непрерывно распределены вплоть до уровня подошвенных вод. [c.167]

На объем воды, находящейся в элементе породы, расположенной на расстоянии (по высоте) Я от зеркала подошвенной воды, действуют силы вытеснения, обусловливаемые гравитационным эффектом, и капиллярными силами, движущими воду вверх от зеркала воды. [c.167]

ОБ ОПТИМАЛЬНОМ ПОЛОЖЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕМ МАКСИМАЛЬНЫЙ ДЕБИТ В ПЛАСТЕ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ И ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ [c.191]

Осипов М. Г. Добыча безводной нефти из залежи с подошвенной водой. Нефтяное хозяйство , 1957, № 12. [c.77]

МЕХАНИЗМ ПРОРЫВА ЧУЖДОЙ ИЛИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ [c.234]

Прн отсутствии естественных экранов (однородные но свойствам пласты) в водоплавающих, залежах за основную причину обводненности скважины обычно принимают образования конуса обводненности подошвенной водой. При этом в расчеты не входят показатели изменения физико-химических свойств глинистых корок под действием электролитов пластовых вод. [c.236]

Очень важным для эффективности сбора нефтепродуктов в месте аварии являются соответствие между толщиной слоя разлитой нефти и толщиной мата, а также степень покрытия зеркала нефтяного разлива матами (табл. 3.3.). Наиболее оптимальна ситуация, когда толщина мата близка к толщине слоя нефти на поверхности воды или грунта, тогда поглощение нефти сорбентом интенсивно протекает как на подошвенной части мата, так и на боковых участках его конструкции (рис. 3.1). [c.94]

Во всех экспериментах, за исключением одного опыта, несмотря на малую величину подошвенной части бона, пропускания локализуемой нефти под боном не происходило в результате поглощения нефти сорбентом, что препятствовало проскакиванию ее под боном, которое часто наблюдается при использовании традиционных герметичных конструкций. Нефтеемкость моделей бонов стабильно поддерживалась на [c.108]

II. Изоляция объекта от подошвенных и нижних вод. [c.194]

Кожевникам хорошо известно, как сильно зависит качество подошвенных и мягких кож от оводнения и золения шкур, обеззоливания и мягчения голья, его дубления, жирования эмульсиями, сушки и крашения. В этих операциях преимущественно протекают коллоидно-химические процессы набухание, гидратация, пептизация, адсорбция, дегидратация готовую кожу можно рассматривать как сложную коллоидную систему. Многие лекарственные препараты выпускаются фармацевтической промышленностью в виде коллоидных систем суспензий, высокодисперсных паст, эмульсий, мазей, кремов и т. д. [c.6]

Дивинил-стирольные и дивинил-метилстирольные каучуки благодаря хорошим техническим свойствам успешно применяются в производстве различных резиновых изделий автомобильных шин, транспортерных лент, формовых резиновых изделий, подошвенных изделий и т. д. [c.106]

Красящие вещества применяются для окраски резины. Цветные и белые резины применяются ири изготовлении разнообразных изделий широкого потребления, при изготовлении прорезиненных тканей, игрушек, подошвенных изделий, предметов санитарии и гигиены, грелок, пузырей для льда, противогазных масок и прочих изделий. Некоторые красящие вещества, способные поглощать коротковолновую часть солнечного спектра, повышают стойкость резиновых изделий к старению под действием света. Такой способностью обладают красящие вещества белого, желтого и зеленого цвета. Белые пигменты обладают наибольшей способностью защищать резину от старения, так как они отражают большую часть лучей солнечного спектра. [c.175]

Рассмотрим задачу о притоке нефти к несовершенной скважине (по степени вскрытия пласта) при устойчивом неподвижном конусе подошвенной воды. Будем считать пласт изотропным, кровлю и подошву пласта горизонтальными, начальное положение водонефтяного контакта 1акже горизонтальным. Предположим, что водяной конус неподвижен и устойчив и к скважине притекает чистая нефть. Направим оси координат так, как показано на рис. 7.11, а. Обозначим нефтеносную толщину А, глубину вскрытия-А, радиус скважины-/- . [c.222]

Все сказанное, очевидно, полностью распространяется на случай прорыва верхнего газа при наличии 1 йзовой шапки. Под Др при этом следует понимать разность плотно ей нефти и газа. Приведенные графики можно также использовать д гм расчетов в пластовых условиях предельных безводных дебитов несовершенных газовых скважин в пластах с подошвенной водой. [c.226]

Расчеты показывают, что безводный дебит в однородных маломощных пластах очень мал. Однако на п )актике скважины дают иногда довольно большой нефтяной дебит без воды, хотя известно, что под ними имеется подошвенная вода. Эт объясняется наличием непрони цаемых или малопроницаемых проплайтков, которые затрудняют вертикальное движение воды. [c.226]

ПоявлеН Не воды в продукции скважины чаще всего бывает связано с наличием подошвенных вод у забоя и связанной воды в порах пласта. Иногда вместе с продукцией скважины выносятся также техническая вода и промывочный раствор, процесс выноса которых продолжается в ряде случаев довольно длительное время. Эти при.меси, а также твердые частицы, содержащиеся в газе, приводят к усиленной -коррозии оборудования, образованию гидратов или льда во внутренних полостях оборудования, разъеданию стенок арматуры и наруще-вию ее герметичности. [c.113]

В настоящей работе приведены итоги исследования стационарной фильтрации в полосообразно.м однородно-анизотропном пласте нефтенасьпценной лющностью Ь и шириной 2L, ограниченном снизу подошвенной водой и сверху газовой шапкой, с характеристикой анизотропии проницаемости % и двухсторонним контуром питания, эксплуатирующемся ГС ради> са Гс, расположенной симме фично относительно его контура питания на расстоянии а е[г , Ь - г ] от ВНК пласта. В рамках приближенной теории конусообразования М. Маскета -И.А. Чарного найдены выражения для предельных безводного и безгазового дебитов горизонтальной скважины, дренирующей полосообразный однородно-анизотропный пласт. [c.191]

В работе расс,мотрена задача о растекании конуса подошвенной воды после остановки газовой скважины. Предполагается, что по сравнению со временем растекания конуса давление в газонасыщенной части пласта после оста1юв-ки скважины выравнивается практически мгновенно. Практика газодинамических исследований некоторых газовых залежей (например, сеноманские отложения Медвежьего, Ямбургского, Уренгойского месторождений) показывает, что такое пр>едположение во кшогих слу чаях является вполне оправданным. Если также пренебречь изменением веса столба газа вдоль поверхности газоводяного контакта, то тогда процесс растекания конуса описывается квазилинейным уравнением типа уравнения безнапорной фильтрации, а в качестве начального условия задается форма конуса перед остановкой скважины. Задача решалась методом интегральных соотношений из того соображения, что для похожей за- [c.214]

Таким образом, расчеты показывают, что при разработке этой залежи наблюдались неблагоприятные соотношения градиентов для эффективного вытеснения нефти водой из гидрофобных зон неоднородности. Это подтвердилось практикой разработки. По прошествии некоторого времени с начала разработки обнаружилось, что многие добывающие скважины западного участка месторождения не испытывают влияния интенсивной закачки воды в законтурный нагнетательный ряд на Яринской площади. На значительном протяжении вдоль западного крыла гидродинамическая связь нефтяной залежи с законтурной зоной была затруднена, что при закачке воды за контур привело к образованию большого местного перепада давления (7—10 МПа), несмотря на вполне удовлетворительные коллекторские характеристики пластов (й/г/ 1 = 3,8 10- м (Па-с)). Во многих скважинах, вскрывших нефтяную часть монолитного терригенного пласта, в течение длительного времени не наблюдалось движения подошвенных вод вверх по разрезу, хотя депрессии и дебиты в этих скважинах намного превышали их предельные значения при безводной эксплуатации, рассчитанные с учетом анизотропии пластов. Скважины давали безводную нефть, но дебиты их быстро снижались из-за падения пластового и забойного давлений. Разобравшись в ошибочности первоначального решения без учета неоднородности по смачиваемости, промысловики остановили закачку воды в зоне капиллярного экрана . Результаты проведенных специальных гидродинамических исследований (гидропросушивания) подтвердили затрудненность пьезопроводной связи по западному борту Яринской площади. Таким образом, высказанная идея об аномальности коллектора была надежно подтверждена фактическими материалами и определениями. [c.26]

Нафгоппаст (ТУ 38.101936-83) — масло-мягчитель для резиновой промьшшенности — масляная фракция, выкипающая в номинальных пределах температур 340—410 °С, получаемая путем вакуумной перегонки мазута специально подобранной ярегской нефти нафтенового основания. Применяют в производстве резиновых технических изделий общего назначения, в том числе из наирита, а также в производстве подошвенных резин и регенерата. [c.511]

СкЕ. 160 вступила в. эксплуатацию 14 м. 45 т/сут безводной нефти. Расстояние нижн ции от ВНК равно 7 м. Между ними в инте] имеется пропласток плотного глинистого пе надежным. чкраном, исключающий обводне] поднятия конуса подошвенной воДы. Одна начала эксплуатации эта вода появилась было выдвинуто предположение, что обводн случае та же, как и в ряде других скважи) ждения, произошло из-за изменения физии глинистых корок под действием пластовой [c.233]

В то же время этот фактор вследствие уменьшения расстояния от водоносной части пласта до дыр перфорации и отсутствия естественных экранов может являться определяющим, а конусооб-разование — вспомогательным (второстепенным) фактором обводненности. Можно предположить, что подошвенная вода в основном поступает но каналам, образующимся вследствие уменьшения активного объема частиц глинистой корки (по контактам глинистая корка — горная порода, глинистая корка — цементный камень или через рыхлую глинистую корку). Процесс физико-химических изменений свойств глинистых корок протекает во времени, видимо, значительно отличающемся от периода времени, необходимого на образование конуса. Более того, физико-хими-ческие процессы активно протекают и при отсутствии депрессии, в то время как образование конуса обусловлено наличием депрессии. Появление воды в продукции нефтяной скважины после длительного периода между цементированием и освоением может быть объяснено также наличием каналов связи между водоносными и нефтеносными пластами или водо- и нефтесоставляющими одного пласта за счет части уже завершившихся изменений физико-химических свойств глинистых корок. [c.236]

Сурков В. Т. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважин подошвенной водой. Опыт изоляции нла-стоиых В0Д. Научно-аналитические м тематические обзоры. М., ЦНИИТЭ-нефтегаз, 1963, с. 169—188. [c.277]

Анализ кинетики поглощения нефти слоем сорбента СИНТАПЭКС при его контакте с нефтью только подошвенной частью слоя показал [106], что достаточно эффективное и быстрое впитывание нефти сорбентом за счет капиллярных сил обеспечивается на глубину слоя до 40 мм в течение 30 мин. Это явление накладывает ограничение на толщину мата. При использовании мата с односторонним контактом со слоем нефти толщина мата не должна превышать 40 мм, при двустороннем контакте мата с нефтью (после пропитки мата с одной стороны его переворачивают и продолжают процесс нефтесбора другой стороной мата) его толщина не должна превышать 80-100 мм. [c.90]

По экспериментальным данным для керосина и шаимской нефти и для идеальной жидкости, рассчитанной по уравнению (3.1), сопоставлена зависимость скорости растекания нефтепродукта от толщины его слоя (рис. 3.9), при этом учитывалось, что скорость по уравнению (3.1) есть скорость в подошвенной части слоя, а в верхней его части скорость равна нулю в ходе анализа использовалась средняя скорость для всего слоя как = /2. Как и следовало ожидать, скорость течения идеальной жидкости выше скорости гечения реальных нефтепродуктов, причем сами величины сксзростей имеют один порядок. Это позволяет в первом приближении пользоваться уравнением (3.1) для грубой оценки скорости растекания нефти между нефтепоглощающнми матами. [c.114]

Аналогичные закономерности характерны и для карбонатных коллекторов, у которых пористость и проницаемость обычно максимальны на сводовых участках, а в подошвенных резко снижаются вплоть до полного запечатывания зaJieжeй от пластовых вод в подошве [в, Ь, [c.42]

Набл одаемая закономерность изменения вязкости показывает её резкое возрастание в подошвенных частях залежей,а также на пологих крыльях платформенных структур. Например, в залежи башкирского яруса Боровского месторождения ( Куйбышевская обл.) вязкость пластовой нес ти в своде структуры 50 ЛПа-с, а е подошве свыше 200 МПа.о. Важно отметить, что при отборе глубинных проб, как правило, отбвртотся образцы нефтей в сводовых частях залежей, где выше проницаемость пластов и меньшая вязкость нефтей. В дальнейшем в расчетах вязкость сводовой нефти обычно распространяют на всю залежь, чю резко искажает расчетные показатели разработки. [c.43]

Первая схема предусматривала проведение ПЯВ под водонефтяным контактом (ВПК) залежи, разрабатываемой с применением различных систем заводнения. Замысел состоял в том, что ПЯВ разрушит перемычку между нефтеносной и водоносной зонами, напор подошвенных вод повысит пластовое давление в залежи и вытеснит нефть к добывающим скважинам. Эта схема была опробована на нефтяных месторождениях Осииском в Пермской области (1969 г.), Средне-Балыкском (1985 г.) и Пальяновском (1980 г.) в Тюменской области. [c.63]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология