Схема двухтрубной системы сбора нефти

1-доб.скв; 2- выкидные линии; 3-нефт.сборный коллектор; 4-сборный газовый коллектор; 5-участковые сырьевые резервуары; 6-насосы; 7-УПН; 8-газоперераб.завод; 9- индивиду.замерные уств-ки; 10-АГЗУ

системы сбора используются на старых месторождениях и переводятся в наст. время на герметизированную.

Недостатики данной системы:

-до сырьевых резервуаров нефть движется самотеком и в усл. гор. Местности нужно выбирать трассу нефтепр-да; - скорость потоков нефти невелика и происходит интенсивное отложение мех. примесей, солей и парафинов в нефтепроводе, уменьшая при этом его сечение; -не обеспечивает герметичный сбор, потери нефти от испарения легких фракций достигает до 3 % от общей добычи нефти; -самотечные системы трудно поддается автоматизации, т.к нет автоматич-х режимов; -требует большее кол-во обслуживающего персонала; -увеличивает расход металлических труб.

Преимущества: +с-ма обеспечивала более точное измерение расхода нефти и газа по каждой скважине. Позволяет добывать нефть в фонтакнном режиме более продолжительный период.

3.Коэффициенты обводненности и
водонасыщенности. Методы их определения.

Водонасыщенность S_В – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы.

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода)

(Функция Баклея-Леверетта)

к1,к2-относительные фазовые проницаемости, σ-насыщенность

Водонасыщенность S_В – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы.

.

Обычно для нефтяных месторождений S_В = 6-35%; в зависимости от созревания пласта.

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность S_В < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Обводненность продукции В - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

.

Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях μ₀ :

μ₀ = μ_н /μ_в , (1.20)

где μ_н и μ_в — динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение μ₀ между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.