Локация на берегу для отдыха у воды
Концевая точка по воде — это условно обозначенная точка на графике зависимости объемного расхода воды от давления для образца породы, вода в пластовой поре которого находится в полностью разделенном состоянии с нефтью. Применение концевых точек по воде позволяет определить на полярной диаграмме длину пути движения фазы вода в породе. Знание концевых точек по воде пород является важным фактором при определении проницаемости и извлекаемых объемов нефти месторождений.
Концевая точка по воде представляет собой величину, которая связана как с толщиной занимающей поры одного из флюидов, так и с пористостью и капиллярностью породы. Она рассчитывается по лабораторным данным при помощи фазового флюидодинамического метода. Этот метод основывается на исследовании изменения объемных фазовых свойств пластового флюида при увеличении внешнего давления.
Изменение объемного нефтенасыщения в результате фильтрации и фазовых свойств породы после контакта с водой регистрируется по форме кривых фильтрации. По этим кривым рассчитываются двухфазные объемные расходы воды и нефти в зависимости от изменения давления. Методом визуализации является построение карты лабораторных данных, которая показывает режим движения фаз нефти и воды в различных местностях пластового горизонта.
ОТНОСИТЕЛЬНЫЕ ФАЗОВЫЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ОФП
Относительные фазовые проницаемости (ОФП) условно представляют собой коэффициенты, характеризующие возможность флюидов проникать сквозь поры горизонтального пласта. Изучение фазовых проницаемостей позволяет определить степень пропускной способности порового пространства пласта для нефти, воды и газа.
Исследования фазовых проницаемостей проводятся для определения объема каждой из фаз при различных условиях. При горизонтальном движении потока флюидов проницаемости нефти и воды снижаются, а при вертикальном движении объем флюидов в порах пласта увеличивается.
Расчет относительных фазовых проницаемостей
Расчет относительных фазовых проницаемостей ОФП рассчитывают по экспериментальным данным, полученным при исследовании крупных коллекторов. Таблица проницаемости пласта может быть получена путем измерения относительных проницаемостей трехфазной смеси (нефть-вода-газ).
С помощью таблицы проницаемости можно определить относительную проницаемость для каждой фазы при определенной насыщенности. Определение относительных проницаемостей позволяет оценить объемы каждой фазы в порах пласта при условии определенной насыщенности.
Расчет проницаемостей по скважинам
Проницаемости по скважинам рассчитывают используя замеры давления в нефтенасыщенных пластах. Для этого использованы кривые дебита и перепады давления при течении нефти в порах пласта. Таким образом можно рассчитать относительные проницаемости в зависимости от давления.
Для расчета относительных фазовых проницаемостей ОФП необходимо учитывать такие параметры как вязкости фаз, углы смачивания, толщину пласта и давление. Процесс осуществляется с использованием специальных программных средств и математических моделей.
| Фаза | Относительная проницаемость |
|---|---|
| Нефть | 0.8 |
| Вода | 0.6 |
| Газ | 0.4 |
Наиболее значимой информацией при расчете относительных проницаемостей ОФП является коэффициент проницаемости пласта. Необходимо также учитывать изменения проницаемости в зависимости от пористости и насыщенности пласта. Кривые фазовых проницаемостей могут быть получены путем моделирования и экспериментальных исследований.
Определение относительных фазовых проницаемостей ОФП является важным разделом в исследовании концевых точек по воде и занимает важное место при расчете фазовых характеристик пласта.
Расчёт объемного коэффициента жидкости
Фазовые объёмы жидкости в системе скважины и пластового пространства могут быть рассчитаны исходя из данных о давлениях и температурах флюидов, их относительной вязкости и ненасыщенности нефти.
Для расчёта объемного коэффициента жидкости можно использовать корреляции, такие как «корреляция Газей-Шелдона» или «корреляция Дрели-Картера».
Образование фазовых объемов жидкости и газа в системе скважины может описываться с помощью таблицы, в которой указана насыщенность флюидов, фазовые объемы и объемные доли.
Кроме того, расчёт объемного коэффициента жидкости может быть произведён на основе упрощённых моделей и аналитических выражений. Например, можно использовать уравнение состояния для газа.
Объемный коэффициент жидкости зависит от состояния флюидов. В горизонтальном течении флюиды занимают большой объем и B3 существенно выше, чем в вертикальном течении, при котором флюиды занимают малый объем.
Несмачивающая жидкость в пластовом пространстве может сжиматься при фазовых фильтрациях на порошке. В этом случае объемный коэффициент жидкости меняется со временем, причем состояние пластового флюида зависит от его насыщенности газом, вязкости, плотности и других параметров.
Видео:
Концевая заделка саморегулирующегося нагревательного кабеля ELSR-N-BO
Концевая заделка саморегулирующегося нагревательного кабеля ELSR-N-BO by eltherm — inspired by eHT 216,132 views 7 years ago 2 minutes, 53 seconds