Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
Глава 5. Проектные документы по разработке нефтяных месторождений 5.1. Проблемы разработки нефтяных месторождений. В настоящее время в России в разработке находятся сотни нефтяных залежей и место- рождений. Наиболее крупные месторождения в значительной мере уже выработаны. Современные методы разведки позволили открыть много малопродуктивных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами неф- ти. Возросло число месторождений нефтегазовых, нефтегазоконденсатных, имеющих трещиновато-пористые коллекторы, пластов, содержащих высо- ковязкую нефть. Запасы нефти в сложнопостроенных коллекторах относят- ся к трудноизвлекаемым. Для разработки месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запа- сы РИТЭК (Российской инновационной топливно-энергетической компа- нией) [15] принята система разработки, включающая: 1) Объединение различных нефтяных пластов (или горизонтов) в один эксплуатационный объект. Рациональным считается такое объединение, которое не снижает нефтеотдачи пластов, приводит к увеличению сред- него дебита на скважину. 2) Адаптивную систему разработки нефтяного месторождения, состо- ящую из одной или нескольких эксплуатационных объектов. Эта система разработки состоит из одной или нескольких взаимосог- ласованных сеток добывающих и нагнетательных скважин с рассредото- ченным и избирательным заводнением, что позволяет вести промыш- ленную разработку и разведку нефтяных пластов (контроль за разработ- кой, исследование, уточнение геологического строения пластов). 3) Применение глубокой интенсивной перфорации пластов с длиной каналов перфорации до 50–100 см. 4) Применение скважин-елок с горизонтальными каналами диаметром до 100 мм, длиной 20–60 м, что позволяет увеличить производительность скважины в 2–3 раза. Применение скважин с длиной горизонтальной частью ствола 500 и более метров. 5) Заводнение с широкой фронтальной оторочкой газа, отобранного из газовых залежей. Газ обеспечивает высокий коэффициент вытеснения нефти, закачка воды приводит к высокому коэффициенту охвата пласта заводнением. 6) Применение пластоперекрывателей и дополнительных эксплуата- ционных колонн (4-х дюймовых) для закрытия разработанных высоко- обводненных пластов. 5.2. Проектные документы. Вид и содержание проектного документа по разработке нефтяного или нефтегазового месторождения зависит от стадии разработки месторождения, сложности и степени изученности, его строе- ния и свойств, а также предполагаемых технологий и систем разработки месторождения. Виды (типы) документов: - проекты пробной эксплуатации; - технологические схемы опытно-промышленной разработки; - технологические схемы разработки; - проекты разработки; - уточненные проекты разработки (доразработки). Каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий, но не всегда возникает необходимость составлять весь выше- перечисленный набор документов. Если месторождение находится в уже известном геологическом районе, со свойствами, аналогичными свойствам других разрабатываемых месторождений, то ряд документов не состав- ляется (например, технологические схемы опытно-промышленной экс- плуатации). Пробная эксплуатация скважин осуществляется в обязатель- ном порядке, т.к. при ее проведении получают сведения о пласте и экс- плуатации скважин, необходимые для составления технологической схемы разработки. При пробной эксплуатации накапливают информацию о дебитах добы- вающих и приемистости нагнетательных скважин, о забойном и пластовом давлениях, изменении фильтрационных свойств призабойной зоны, эффек- тивности тех или иных способов эксплуатации скважин. Если возникают существенные сомнения в выборе объекта разработки, технологии извле- чения нефти, размещения скважин, то составляют проект опытно-промыш- ленной разработки одного или нескольких участков месторождения. Основными документами являются технологическая схема разработки и проект разработки. В технологической схеме разработки устанавливается система и тех- нология разработки. В процессе реализации технологической схемы производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения. После составления и утверждения технологической схемы составляется проект обустройства месторождения. Проект разработки составляется, когда месторождение разбурено на 70%, но в систему и технологию еще можно внести изменения. Если и пос- ле осуществления проекта разработки возникает необходимость внести существенные изменения, то составляют уточненный проект разработки. После принятия технологической схемы и проекта разработки осущест- вляется авторский надзор за осуществлением на практике проектных решений. Производится анализ фактических результатов и сопоставление их с проектными показателями. 5.3. Геолого-промысловая характеристика месторождения. Проектиро- вание разработки нефтяных месторождений включает подготовку исход- ной информации, созданию моделей пласта, проведение технологических и экономических расчетов, расчетов по выбору способов и технологичес- кого оборудования по добыче нефти [3,7]. При расчете технологических показателей разработки исходными данными – геолого-промысловой характеристикой являются: 1) Общие сведения о районе месторождения – географическое и адми- нистративное расположение, климат, инфраструктура, рельеф местности. 2) Геологическая характеристика месторождения – стратиграфия, тек- тоника, нефтегазоносность, гидрогеологические условия, т.е. геологи- ческая изученность района. 3) Геологическая характеристика залежи – площадь, толщина, размеры нефтяных, газовых, водонасыщенных зон. 4) Литологическая характеристика коллекторов – проницаемость, по- ристость, тип коллектора, нефте-водонасыщенность, неоднородность стро- ения продуктивных пластов (расчлененность на пропластки, песчанис- тость, границы коллектора, выклинивание и т. д.), механические свойства коллектора. 5) Физико–химические свойства флюидов в пластовых и стандартных условиях – объемный коэффициент, плотность, вязкость, температура на- сыщения нефти парафинами, компонентный и фракционный состав. 6) Энергетическая характеристика залежи – начальное и текущее пластовое давление, давление насыщения, геотермический градиент, активность пластовых вод. 7) Запасы нефти и газа (балансовые, геологические). 8) Обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплу- атации скважин, систем первичной переработки нефти и газа; 9) Характеристику источников водо- и газоснабжения; 10) Обоснование экологической безопасности; 11) Экономические характеристики вариантов разработки. На основе геолого-промысловой характеристики обосновывают реко- мендации по выбору системы разработки (порядок разбуривания, требо- вания к вскрытию пластов бурением, выделение интервалов перфорации, ограничения на дебиты и приемистости скважин). 5.4. Рациональная система разработки. Для одного и того же месторож- дения с конкретной геолого-промысловой характеристикой можно предло- жить несколько вариантов разработки, отличающихся различным количе- ством скважин, их размещением, очередностью вступления в эксплуата- цию, режимами их работы. Для каждого варианта будут свои темпы отбора нефти, КИН, сроки разработки. Из возможных вариантов выбирают наиболее рациональный. Главной частью выбора рационального варианта является определение рациональной плотности сетки скважин. Это осуществляется с учетом технологических (геологических и гидродинамических) технических и эко- номических параметров [3,7]. Технологические и технические параметры включают в себя: ампли- тудный дебит скважин, разведанные геологические запасы, зависимость суммарного отбора нефти от суммарного отбора жидкости и потен- циальных извлекаемых запасов, количества добывающих и нагнетатель- ных скважин, их размещения, сроков ввода в эксплуатацию и т.д. Эко- номические показатели включают: цену 1 тонны нефти, все виды налогов на реализацию, затраты на транспортировку нефти, строительство и бу- рение скважин, затраты на ликвидацию скважин и др. Рациональная система разработки должна обеспечить заданную (выб- ранную) добычу углеводородов при минимальных затратах и при возмож- но больших КИН. Рациональным считается такое общее число скважин, при котором дос- тигается наибольший экономический эффект. В настоящее время выбор рациональной системы разработки осуществляются посредством расчета вариантов гидродинамических математических моделей. Глава 6. Разработка залежей с высоковязкими нефтями 6.1. Геологические особенности строения пластов с высоковязкой нефтью. Сложнопостроенные коллектора с тяжелыми, высоковязкими нефтями, относятся к категории залежей очень сложного строения и явля- ются эксплуатационными объектами с трудноизвлекаемыми запасами. Вы- соковязкие нефти содержат ценные высокомолекулярные углеводороды и их соединения, которые используются в различных отраслях промыш- ленности. По результатам лабораторных исследований в составе нефтей содержится большое количество асфальтенов, смол, что значительно пре- вышает соответствующее количество этих компонентов в легких нефтях с малой вязкостью. Коэффициенты динамической вязкости в сотни раз превышают аналогичные параметры легких нефтей. По данным различных источников коэффициенты динамической вязкости могут достигать зна- чений 1000 и более мПас. Наличие тяжелых углеводородных соединений в составе нефтей ведет к значительному увеличению плотности, как в пла- стовых, так и в нормальных условиях (см. Приложение 3). Состав и структурные особенности в молекулярном строении тяжелых высоковязких нефтей обусловливает необходимость применения реологи- ческих уравнений отличных от уравнения Ньютона, используемого для описания состояния маловязких нефтей. При движении вязкой нефти в пористой среде закон классический за- кон Дарси не выполняется. Для того чтобы «сдвинуть» жидкость необхо- димо преодолеть начальный градиент давления, который зависит от свойств и состава нефти, ФЕС коллектора (см. Приложение 3). Большой коэффициент динамической вязкости вносит существенные особенности на процессы фильтрации и вытеснения высоковязкой нефти, Что, оказы- вает существенное влияние на проектирование системы разработки, экс- плуатацию скважин и на выбор методов повышения нефтеотдачи. В настоящее время при разработке широко используются скважины с горизонтальными окончаниями как нагнетательные, так и добывающие. Уплотнение сетки скважин также является одной из особенностей разра- ботки залежей с высоковязкими нефтями. Выбор сетки скважин, размеще- ние скважин обусловлен геологическим строением выбранного объекта разработки. В Западной Сибири высоковязкие нефти имеются на Русском, Тазов- ском, Северо–Комсомольском, Ваньеганском, Ай–тимском и других ме- сторождениях. Залежи с высоковязкими нефтями разрабатываются в Баш- киростане, Татарстане, Удмуртии, Самарской области, на Сахалине, рес- публике Коми. Нефтяные залежи, содержащие высоковязкие нефти есть в Казахстане, месторождение Узень (Мангышлак), в Канаде, Мексике, Ве- несуэле и других странах. 6.2. Русское месторождение. Русское месторождение, находится в Тазов- ском районе Ямало–Ненецкого автономного округа, открыто в 1968году. Тяжелые, высоковязкие нефти приурочены к сеноманским отложениям пласты ПК 1-7 Геологическое строение Русского месторождения является очень слож- ным. Сеноманская залежь разделена тектоническими разломами на не- сколько гидродинамически несвязанных блоков. Как в пределах отдель- ных блоков, так и внутри каждого из них наблюдается колебания гипсо- метрических отметок уровней газонефтяных и водонефтяных контактов. Это послужило основанием для выделения в разрезе всей продуктивной толщи пяти самостоятельных залежей, отделенных друг от друга сравни- тельно небольшими по толщине глинистыми перемычками. Основные за- пасы углеводородов сосредоточены в центральном блоке, наиболее низкая отметка контакта углеводород – вода 870м. Высота нефтяной оторочки до 100м, газовой шапки до 150м. Открытая пористость, в основном, в слабосцементированных нефте– газосодержащих коллекторах изменяется в пределах 26–35%. Проницае- мость колеблется в пределах от 1 до 1650–1790 мД, среднее значение 136мД [16]. Нефть по углеводородному составу преимущественно нафте- новая – 39,95%, малосернистая – 0,35%, смолистая – 11,4%. Плотность нефти составляет 940–956 кг/м 3 . Пластовая температура 20 0 С. Динамиче- ская вязкость колеблется в пределах от 140–600 мПас. Опытно – промышленная эксплуатация (ОПЭ) Русского месторождения началась в 1976 году. Были составлены более десяти проектных докумен- тов по ОПЭ. Промысловые экспериментальные работы в рамках опытно-промыш- ленной эксплуатации разведочных и добывающих скважин проводились в 1976 – 1985 годы на опытном участке месторождения (восточное крыло структуры) в безгазовой зоне сотрудниками Главтюменьгеологии и Главтюменнефтегаза. В этот период применялись: разработка на есте- ственных режимах; механизированный способ эксплуатации скважин; вы- теснение нефти холодной водой; сухое и влажное внутрипластовое горе- ние. Проектные решения большинства документов не были реализованы, предусматривалась эксплуатация вертикальных скважины. После 1984 г. активной эксплуатации скважин не велось. Практически до 2007 все сква- жины находились в консервации. Наличие зоны многолетних мерзлых по- род (ММП) осложняло и осложняет применение тепловых методов, приво- дит к большим потерям тепла, температура на забоях нагнетательных скважин и на тепловом фронте вытеснения при закачке горячей воды мо- жет быть недостаточна для увеличения подвижности высоковязкой нефти. В 2006 году был утвержден «Проект пробной эксплуатации Русского месторождения» (ЗАО «ТННЦ»)[17,18]. Период разработки составляет 22 года, при этом достигается коэффициент извлечения нефти 0,283. Проектным документом предусмотрено выделение одного объекта раз- работки ПК 1 . Авторами выделено четыре пилотных участков, на которых планируется рассмотреть различные конструкции скважин и технологии воздействия на пласт. Три пилотных участка находятся в подгазовой обла- сти и один в водонефтяной зоне. В основу выделения опытных участков положен принцип разделения месторождения на условные зоны. В сква- жине Р–91 впервые в практике работ для освоения и исследования пластов был применен струйный насос УОЭП – 3М. На 2010г. на 1-м пилотном участке пробурено 5 горизонтальных сква- жин. Планируется на восточном фланге в водонефтяной зоне ввести в экс- плуатацию ещѐ 3 скважины, из них одна водозаборная, одна добывающая и одна паронагнетательная [18]. Предусматривается использование гори- зонтальной паронагнетательной скважины, с длиной горизонтального участка 400 м. Расстояние между добывающими и нагнетательной скважи- ной составит 150 м. Запланировано испытание технологии паротеплового воздействия. На втором пилотном участке запланированы: введение в экс- плуатацию многозабойной скважины конструкции «рыбий хвост»; наклон- но-направленной скважины, вскрывающей весь продуктивный интервал. На третьем пилотном участке все добывающие скважины бурятся как гори- зонтальные в направлении с запада на восток. Подобная ориентация гори- зонтальных скважин позволит вскрыть выделенный по данным сейсмиче- ских исследований разлом и подтвердить его местонахождение. Планиру- ется на пилотных участках ввести в эксплуатацию 20 скважин. Предполага- ется использование паротеплового воздействия на пласт; вытеснение нефти газом и водой; нагнетание мягкой воды; полимерное заводнение. 6.3. Месторождение Катангли. Месторождение Катангли расположено в северной части Сахалинской области, открыто 1928 г., эксплуатации началась в 1929 году [19]. В тектоническом отношении Катанглийская антиклинальная складка приурочена к Ноглико – Катанглийской антиклинальной зоне. Складка осложнена разрывными нарушениями. Выделяются три основных блока, системой разрывов разбитых на более мелкие. Установлена нефтеносность I, II, III пластов дагинской свиты (средний миоцен). Всего выявлено 13 чисто нефтяных залежей. Продуктивные пласты месторождения Катангли залегают на глубинах 30–240 м. Сложены преимущественно рыхлыми породами – песками и алевритами, иногда содержащими прослои более сцементированных глинистых алевролитов и песчаников, а также маломощных прослоев глин. Нефти по составу относятся к тяжелым, смолистым, малосернистым, ма- лопарафинистым. Вязкость нефти в пластовых условиях 300–900 мПа*с. До 1969 года месторождение разрабатывалось на естественных режи- мах, в дальнейшем началось применение тепловых методов. По состоянию на 1.01.2008 г. в эксплуатационном фонде числятся 285 добывающих и 81 нагнетательная скважины. Текущий дебит по нефти ра- вен 1,6 т/сут, по жидкости 16,5 т/сут. Текущая доля воды в продукции со- ставила 90,4 %. За 2007 г. из недр месторождения добыто 153,1 тыс. т. нефти и 1596,9 тыс. т жидкости. Накопленный отбор нефти с начала разра- ботки составил 5896 тыс. т, в том числе с начала процесса тепловых мето- дов 2476 тыс. т, рис. 6.1. Текущий КИН 0, 317 при утвержденном 0,483 (категория B+C 1 ), отбор от начальных извлекаемых запасов 65,6 %. В 2007 г. в пласт закачано 717,5 тыс. т пара и 972,9 тыс. м 3 воды при действующих 75 скважинах, в том числе 40 паровых и 35 водяных. Сред- няя приемистость одной скважины по пару 54 т/сут., по воде 84 м 3 /сут. Накопленный паронефтяной фактор 4,1 т/т. Накопленная закачка с начала разработки составила: пара 11720 тыс. т, воды 5939 тыс. м 3 Рис. 6.1. Изменение текущей добычи нефти от закачки пара. С 2009 года на месторождении Катангли предусматривается эксплуата- ция скважин с горизонтальным окончанием с применением закачки пара в пласт. Прогнозируется увеличить дебит нефти в 7 раз по сравнению с вертикальными скважинами [19]. 6.4. Месторождения высоковязких нефтей Канады. Канада является страной с наибольшими запасами высоковязких нефтей (ВВН) и углеводо- родного сырья битуминозных пород (УВСБП). Геологические запасы оце- нивается в 51 млрд т, из которых 4,2 млрд т могут рассматриваться как до- казанные и вероятные [19]. Сверхвязкая нефть и битумы добываются, главным образом, на место- рождениях провинции Альберта на глубинах 60…750 м вязкость нефти в битуминозных песках достигает десятки тысяч мПа с. Разработка осуществляется на естественных режимах, методом холод- ной добычи нефти с песком (CHOPS), (это дает до 20 % от добычи нефти). Для повышения нефтеотдачи применялись тепловые методы: внутрипла- стовое горение; парогравитационное воздействие (SAGD); циклические паротепловые обработки (CSS). На месторождениях битумов одновременно разрабатываются и испы- тываются следующие методы добычи: - карьерный открытый – на двух крупных разрезах, принадлежащих компаниям, объединенным в «Сан-кор инк» и «Синкруд лимитед»; - шахтный – с последующим использованием паротеплового воздействия на пласт (через систему бурящихся из штреков систем скважин); - скважинный – с бурением с поверхности серии горизонтальных сква- жин в пределах продуктивного пласта и вертикальных скважин; - комбинированный – когда с поверхности бурится ствол большого диа- метра (в нижней части до 7,6 м), а из этой камеры – серия горизонтальных скважин в пределах продуктивного пласта. Месторождение Атабаска расположено на западе Канады в провин- ции Альберта. Промышленная добыча началась с середины 20 прошлого столетия. Основное сосредоточение тяжелой нефти находится в 3 пластах: Lower Cretaceous McMurray, Wabiskaw and Grand Rapids, запасы оценены примерно 218 млд. м 3 . Пласты залегают на глубине от 0 до 500 м. Пески нефтеносных слоев не уплотнены, имеют хорошую проницаемость от 3 до 12 Д, пористость изменяется от 28 до 35%, нефтенасыщенная толщина до- стигает 75 м., вязкость 200 000 мПас. Пласты, которые залегают от 0 до 50 м. экономически целесообразно разрабатывать карьерным способом, до- стигаемый КИН от 60 до 85%. Для пластов, залегающих на глубинах более 59м применяются тепловые методы, достигаемый КИН от 30 до 50%. Среднесуточная добыча нефти составляет примерно 128 000 м 3 /сут. Месторождение Christina Lake расположено на северо–востоке про- винции Альберта. Запасы оцениваются в 3 млд.м 3 , извлекаемые запасы оцениваются в 600 млн.м 3 , нефтенасыщенная толщина достигает 20 м., вязкость достигает 100 000 мПас, пористость 30–35%., проницаемость от 3 до 10 Д. Основной способ разработки, а также будущее данного месторож- дения возлагают на парогравитационную технологию SAGD. Месторождение Cold Lake в центрально–восточной части провинции Альберта. Нефть была обнаружена в 1890г., промышленная разработка началась с 1960г. Запасы оцениваются в 30 млд.м 3 . Основные запасы со- средоточены в пластах: Clearwater, Grand Rapids, McMurray/Wabiskaw. Проницаемость изменяется от 2 до 5 Д, пористость от 30 до 40%, вязкость 200 000 мПас, нефтенасыщенные толщины достигают 40м. Разработка на естественном режиме не дала ожидаемых результатов, достигнутый КИН составлял не более 5%. Из тепловых методов себя зарекомендовали CSS КИН – 25% и SAGD КИН – 50%. Месторождение Grosmont расположено в провинции Альберта. Запа- сы оцениваются в 43 млн.т. Глубина залегания нефтяных пластов до 200м. Нефтенасыщенная толщина достигает 40м., пористость 20%, проницае- мость изменяется от 10 до 100 мД, вязкость достигает 1 600 000 мПас. Ос- новной способ разработки месторождения естественный режим. Хороший результат показала циклическая закачка пара (CSS). Месторождение Hahgingstone открыто 1970г. Основной продуктивный пласт McMurray. С 1979 по 1983 проводились опытные работы – электри- ческий подогрев пласта. С 1983 по 1992 осуществлялась циклическая за- качка пара. С 1997 начался поэтапное осуществление SAGD. Месторождение Linbergh расположено в восточно-центральной части провинции Альберта в 80км. Пробурено около 1500 скважин. Разработка, в основном, осуществляется на естественном режиме, используется техно- логия CHOPS. Также осуществляется циклическая закачка пара. В таблице 6.1 приведена геолого-физическая характеристика пласта. Таблица 6.1. Параметр Значение Средняя мощность пласта, м 9 Средняя глубина до кровли, м 600 Поритость, % 30.7 Плотность нефти, кг/см 3 980 Проницаемость, мД 1500 Начальное пластовое давление, МПа 3.4 Начальная пластовая температура, 0 С 25 Вязкость в пластовых условиях, мПас 8000 Начальный газовый фактор, м 3 /м 3 8.9 Месторождение Frog Lake расположено в 240 км. восточнее г. Эдмон- тона и в 80 км. северо–западнее провинции Альберта на границе провин- ции Саскачеван. В таблице 1.2 приведены геолого–физические характери- стики пластов. Месторождение было открыто в 1959г. Разработка велась на естественном режиме, в 1965 по 1968г. проводили опытные работы по закачке пара в нефтяные пласты Dina, McLaren, и Lover Waseca. Эти опы- ты показали хороший результат. С 1993г. эксплуатировались горизонталь- ные скважины на естественном режиме, что также показало высокую эф- фективность. Таблица 6.2. Объект McLaren Upper Waseca Lower Waseca Sparky Dina Нефтенасыщенность, % 80 75 80 75 80 Пористость, % 32 33 33 32 30 Пластовая температура, 0 С 20 20 20 22 24 Пластовое давление, МПа 2.8 2.8 2.8 2.8 3.5 Проницаемость, Д 1–2 1–2 2–4 2–4 3–5 Вязкость нефти при 20 0 С, мПас 25000 25000 25000 20000 50000 Глубина, м 415–470 440–485 455–490 455–500 540–590 Месторождение Cactus Lake находится в провинции Саскачеван, к востоку от провинции Альберта, в 110 км от южнее Лиодминстер. Добыча осуществляется из мощных не консолидированных флювиальных отложе- ний общей толщиной от 22 до 30м., 60–90% которых являются эффектив- ными нефтенасыщенными толщинами. Основной продуктивный пласт McLaren, проницаемость 2–5 Д, средняя нефтенасыщенность 85%, вязкость 5 000 мПас. Разработка осуществлялась на естественном режиме и с помо- щью технологии CHOPS. Скважины бурились вертикальные и горизон- тальные. Длина горизонтальных частей скважин была от 1000 до 1200м, расстояние между скважинами около 200м. 6.5.Основные особенности разработки залежей высоковязких нефтей. Приведенный выше обзор геологического строения и способов разработки некоторых (далеко не всех) месторождений с высоковязкими нефтями поз- воляет выделить основные особенности Пласты с высоковязкими нефтями залегают на сравнительно небольших глубинах, могут иметь обширную га- зовую шапку, подстилаться пластовой водой. Породы слабо сцементирова- ны, при эксплуатации скважин наблюдается значительный вынос механиче- ских примесей. Проницаемость может изменяться в широких пределах от 3мД до 2–3 Д. Геологическое строение сложное, пласты расчленяются тек- тоническими разломами на блоки. Коэффициенты расчлененности боль- ше 1. В связи с этим для каждого эксплуатационного объекта выбирается своя технология разработки: естественные режимы, тепловые методы. Ис- пользование скважин с горизонтальным окончанием, как добывающих, так и нагнетательных, позволяет увеличить добычу нефти. В северных районах существенное влияние на эксплуатацию скважин и применение тепловых методов оказывает влияние зона многолетних мерзлых пород. Чтобы уменьшить потери тепла требуется специальная конструкция скважин. При эксплуатации добывающей скважины радиус зоны возмущения давления (воронки депрессии) пропорционален корню кубическому от времени, зави- сит от дебита скважины или депрессии и начального градиента давления (см. Приложение 1). Начальный градиент давления играет большую роль при описании, проектировании и моделировании процессов фильтрации высоковязких нефтей. Вытеснение нефти холодной водой или теплоноси- телем также зависит от величины начального градиента давления. |