Коэффициент вытеснения нефти

Самое важное по теме: "коэффициент вытеснения нефти" с профессиональной точки зрения. Мы собрали, агрегировали и представили в доступном виде всю имеющуюся по теме информацию и предлагаем ее к прочтению.

Разработка нефтяных и газовых месторождений

1. Коэффициент вытеснения. Коэффициент извлечения нефти. Капиллярное давление. Уравнение Лапласа. Поверхностное натяжение. Смачиваемость и классификация пород по смачиваемости.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлечен­ной на поверхность — Qизвл. к балансовым запасам нефти залежи Qбал.

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки ‑ текущим.

[1]

Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:

· статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами;

· покоэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки;

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов — вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв)и заводнения (Кзав):

Коэффициент вытеснения ‑ это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочего агента.

Коэффициент охвата Кохв ‑ это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными залежами нефти.

Коэффициент заводнения Кзав. характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции. Надежных методов расчета Кзав не создано.

Капиллярное давление — это перепад давлений на границе раздела двух несмешивающихся жидкостей, одна из которых смачивает поверхность породы лучше другой.

Уравнения капиллярного давления для такой системы записывается в виде:

σнв — поверхностное натяжение на границе нефть-вода, Н/м;

θ — угол смачивания, град;

r — радиус капилляра (пор), м.

[3]

Из уравнения следует, что капиллярное давление:

прямо пропорционально межфазному натяжению;

обратно пропорционально радиусу капилляра (т.е. силы капиллярного давления выше в капиллярах (порах) меньшего радиуса);

заставляет смачивающие жидкости пропитывать более мелкие поры, а не смачивающие — более крупные.

где

Функция U называется гармонической в области T, если она непрерывна в этой области вместе со своими производными до 2-го порядка и удовлетворяет уравнению Лапласа.

2. Параметры системы разработки: параметр плотности сетки скважин Sc, параметр ω. параметр ωр, параметр А.П.Крылова NКР.

1. Параметр плотности сетки скважинSc, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то

Размерность [Sc]=м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр Sсд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А. П. КрыловаNкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:

Размерность параметра [Nкр] = т/скв.

3. Параметрω, равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд:

Параметр ω безразмерный.

4. Параметр ωр, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважинnр, то

Параметрωрбезразмерный.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: Для студентов недели бывают четные, нечетные и зачетные. 9202 —

| 7354 — или читать все.

185.189.13.12 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)

очень нужно

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Величина — коэффициент — вытеснение — нефть

Величина коэффициента вытеснения нефти водой 0 72 завышена из-за дополнительной интенсивной промывки керна при его выбуривании. Методов определения количества вытесненной нефти при интенсивной промывке керна фильтратом нет, поэтому работы по отбору керна из заводненных участков пласта А4 с применением обычного глинистого раствора были прекращены. [1]

Читайте так же:  Курсы развития мышления

Используя данные, о величинах коэффициентов вытеснения нефти водой из пород различной проницаемости, можно с достаточной точностью определить коэффициент охвата К0 пласта заводнением. [2]

Полученные в результате экспериментальных исследований величины коэффициентов вытеснения нефти действительны только для конкретных условий опыта, и по ним нельзя судить о возможных коэффициентах нефтеизвлечения ввиду крайней недостаточности проведенных экспериментов и малой изученности движения двухфазного потока в пористой среде. [3]

Исследованы основные факторы, определяющие величину коэффициента вытеснения нефти водой из продуктивных коллекторов: петро-физические характеристики коллектора, физико-химические характеристики пластовых жидкостей. [4]

В целом вопрос о возможных в условиях реального карбонатного пласта величинах коэффициента вытеснения нефти водой из матрицы является в настоящее время наименее изученным из всех вопросов нефтеотдачи карбонатных коллекторов. [5]

Основным показателей эффективности метода повышения нефтеотдачи пластов по результатам лабораторных опытов обычно считается величина коэффициента вытеснения нефти . [6]

Проницаемые пропластки вероятностно распределены по мощности пласта и характеризуются различными не только проницаемостью, но и пористостью, начальной нефтенасыщенностью и величиной коэффициента вытеснения нефти водой. [7]

При разработке на естественном активном водонапорном режиме при небольших депрессиях ( 1 5 — 2 0 МПа) обеспечивается поршневой характер выработки и возможно достижение высоких КИН, близких к величине коэффициента вытеснения нефти пластовой водой. [8]

Различные коэффициенты вытеснения газа водой для пластовых условий Самотлора и Биткова следует, по-видимому, объяснить различием в минералогическом составе и структуре порового пространства коллекторов, в характере поверхности пород, компонентного состава газов и вытесняющей способности вод. Этими же факторами, наряду с влиянием активности нефтей, следует объяснить и различие в величине коэффициентов вытеснения нефти водой, газом и газоводяными смесями. [10]

К их числу относятся залежи нефти, на которых предусматривается применение принципиально новых методов разработки или увеличения нефтеотдачи. Для достоверного определения коэффициентов нефтеотдачи в подобных случаях следует правильно обосновать величины коэффициента вытеснения нефти и коэффициента охвата. Коэффициент вытеснения нефти достаточно надежно может быть определен по лабораторным данным. Для надежного определения коэффициента охвата следует правильно обосновать аналогию изучаемого и сопоставляемого объектов. [11]

С целью проверки наличия условий ограниченной растворимости газов горения в нефти при их совместной фильтрации были проведены исследования с использованием в качестве вытесняющего агента азота ( без массообмена компонентами), углекислого газа и газов горения. Первым показателем, характеризующим реализацию в модели пласта условий ограниченной растворимости, является величина коэффициента вытеснения нефти на момент прорыва фронта. [12]

На рис. 1.3 приведены кинетические кривые вытеснения нефти водой из карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и карбонатов Башкирского яруса ( пласт А4) Якушкинского месторождения. Как видно из приведенных данных, структура порового пространства оказывает существенное влияние на величину коэффициента вытеснения нефти водой. Диаграммы относительно фазовых проницаемо-стей для нефти и воды карбонатов рифовых отложений Ишимбайского месторождения и Башкирского яруса Якушкинского и Архангельского месторождений приведены на рис. 1.4. Из рис. 1.4 видно, что точка равенства относительных фазовых проницаемостей соответствует значению водонасыщенности значительно меньшему, чем 50 %, что свидетельствует о преимущественной гидрофобности горной породы. [14]

Этот тип неоднородности обусловливает опережающее вытеснение нефти в первую очередь из наиболее крупных поровых каналов, а затем постепенно из каналов меньшего размера. С этих позиций неоднородность в поперечном сечении ( нормальном к потоку) в большей степени должна влиять на величину коэффициента вытеснения нефти за безводный период. [15]

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их заводнении

Опыт применения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов показывает, что эффективность процессов зависит от того, насколько выбранный метод, запроектированная система размещения скважин и реализованная технология процесса учитывали реальное состояние остаточных запасов нефти, а также детерминированное распределение нефтенасыщенности и свойств нефти по всему объему залежи.

Многие проекты применения методов увеличения нефтеотдачи пластов были безуспешными или с низким показателем эффективности потому, что перед их началом были неправильные представления о состоянии остаточной нефтенасыщенности, т.е. неправильные представления о том, как остаточная нефть рассредоточена в пласте и каковы ее свойства.

Для заводненных пластов эта проблема приобретает очень большое значение, в связи с тем, что нефть и вода в пластах, как несмешивающиеся жидкости по разному взаимодействуют с породой, с активными рабочими агентами и между собой в зависимости от насыщенности, компонентного состава нефти, минералогического состава воды, вещественного состава пород и структуры пористой среды. Заводнение нефтяных залежей при разработке может быть естественным, когда извлекаемая из пластов нефть замещается пластовой водой – контурной или подошвенной, подпирающая нефть, и искусственным , когда нефть из пластов вытесняют водой нагнетаемой с поверхности или других водоносных пластов через специальные скважины. Различие между этими видами заводнения нефтяных скважин могут быть очень большими, но выражаются они одними и теми же показателями:

— коэффициент дренирования залежей

— коэффициент охвата пластов заводнением

— коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды

Этих трех показателей достаточно для полной характеристики эффективности заводнения любого нефтеносного пласта, в целом – нефтеотдачи пласта, как произведения трех указанных коэффициентов и отдельных элементов ее при детальном изучении. При этом в каждый коэффициент вкладывается следующий физический и гидродинамический содержательный смысл.

Коэффициент дренирования залежей

— определяет долю их общего нефтенасыщенного объема, в котором обеспечена фильтрация жидкостей данной системой скважин (, и выражается отношением
Читайте так же:  Теорию интегральной индивидуальности

Коэффициент охвата пластов заводнением

определяет долю объема дренируемого нефтенасыщенного пласта, охваченного (занятого) водой и выражается отношением

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды

определяет степень замещения нефти водой в пористой среде и выражается отношением

где

начальная насышенность пористой среды водой,

остаточная нефтенасыщенность пористой среды в зоне, занятой водой.

На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы:

I. на коэффициент дренирования залежей –

1. Расчлененность, прерывистость (монолитность), сбросы пластов.

2. Условия залегания нефти, газа и воды в пластах.

3. Размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания пластов.

4. Состояние призабойных зон пластов, как следствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации.

II. на коэффициент охвата пластов заводнением –

1. Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств).

2. Трещиноватость, кавернозность (тип коллектора).

3. Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента.

III. на коэффициент вытеснения нефти водой –

1. Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов (средняя проницаемость).

2. Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды.

3. Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой.

Знание всех перечисленных факторов и степень их влияния на эффективность заводнения месторождения, очень важно на стадии прогноза заводнения, для обоснования методов повышения нефтеотдачи, систем размешения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти.

Для успешного применения того или иного метода извлечения остаточных запасов следует точно знать, за счет какого показателя, в какой мере и за счет какого фактора снизилась эффективность заводнения.

Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов вообще нет, и по-видимому не будет и в будущем. Поэтому методы увеличения остаточных запасов нефти из заводненных пластов должны подбираться и обосновываться (с точки зрения системы и технологии) исходя из основных факторов, снижающих показатели эффективности заводнения.

Большая часть из этих факторов относится к категории управляемых.

К числу управляемых факторов относятся:

— размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания;

— состояние призабойных зон пластов вследствии качества вскрытия и изменения при эксплуатации;

— соотношение вязкостей нефтей и вытесняющей воды;

— межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой;

Видео удалено.
Видео (кликните для воспроизведения).

— смачиваемость поверхности пор (гидрофильность, гидрофобность).

К неуправляемым факторам влияющим на показатели эффективности заводнения относятся:

— расчлененность, прерывистость, сбросы пластов;

— условия залегания нефти, газа и воды в пластах;

— микронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчиваемость свойств);

— микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов, средняя проницаемость.

Коэффициент извлечения нефти

Коэффициент нефтеотдачи является важнейшим подсчетным параметром при оценке извлекаемых запасов. Как известно, одним из важнейших факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи, является режим пласта. При современной технологии разработки большинство залежей разрабатывается с применением искусственной системы заводнения, т.е. фактически режим работы для всех залежей одинаков. Однако, как показывает опыт разработки, величины текущей и конечной нефтеотдачи для различных залежей и даже для различных блоков одной и той же залежи существенно различны. Эти различия обусловлены огромным разнообразием геолого-геофизических условий, в которых находятся залежи нефти. Изменчивость геологических характеристик пласта количественно принято выражать при помощи показателей неоднородности.

Конечный коэффициент нефтеотдачи η характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какая доля начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность — Qизвл к балансовым запасам нефти залежи Qгеол

η =Qизвл / Qгеол (3.9)

Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов — вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв) и заводнения (Кзав):

η = Квыт · Кохв· Кзав (3.10)

Коэффициент вытеснения Квыт— это отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно достигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения Квыт, как правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на длинных образцах керна с использованием модельных пластовых жидкостей.

Коэффициент охвата Кохв — это отношение объема пустотного пространства, занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на основании аналогии с подобными залежами нефти.

Коэффициент заводнения Кзав характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 %. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости, соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной обводненности добываемой продукции

Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на конечный КИН, позволяет геолого-математическое моделирование процессов фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих современных ЭВМ.

Дата добавления: 2016-01-03 ; просмотров: 2055 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Зависимость — коэффициент — вытеснение — нефть

Зависимости коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности должны определяться для каждого объекта разработки, каждого месторождения индивидуально. Различие минерального состава горной породы, свойств нефти, структуры порового пространства даже литологически близких нефтяных пластов соседних месторождений приводит к различным результатам в определении остаточной нефтенасыщенности. Для месторождений Западной Сибири особое значение на динамику вытеснения нефти водой имеет качественный и количественный состав глинистого цемента. [2]

Читайте так же:  Таблица кризисов ребенка до года

Определены зависимости коэффициентов вытеснения нефти от проницаемости пород пласта А4 башкирского яруса. [3]

Исследование зависимости коэффициента вытеснения нефти водой при различных перепадах давления ( градиентах давления) ведут по двум вариантам. [4]

Предложенный лабораторией способ получения зависимостей коэффициента вытеснения нефти водой от пористости и проницаемости расчетным методом по данным об остаточной нефте — и водонасыщенности керна нашел широкое применение при технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения нефти и проектировании разработки нефтяных залежей. [5]

На основании лабораторно-экспериментальных исследований получена зависимость коэффициента вытеснения нефти от проницаемости образцов при непрерывном и циклическом нагнетании теплоносителя и объема закачиваемого теплоносителя. [6]

На рис. 2.6 приведены графики зависимости коэффициента вытеснения нефти скважины 16 Исанбаевского месторождения Республики Башкортостан, полученные В. В. Девликамовым с соавторами. Содержание в нефти силикагелевых смол составляло 11 6 % масс., асфальтенов — 3 9 масс, и парафина — 3 4 % масс. По результатам предварительных исследований было установлено, что использовавшаяся нефть обладала аномалиями вязкости. [7]

На рис. 2.6 приведены графики — зависимости коэффициента вытеснения нефти скв . Исанбаевского месторождения Республики Башкортостан, полученные В.В.Девликамовым с соавторами. Содержание в нефти силикагелевых смол составляло 11 6 % масс., асфальтенов — 3 9 масс, и парафина — 3 4 % масс. По результатам предварительных исследований было установлено, что использовавшаяся нефть обладала аномалиями вязкости. [9]

Результаты испытаний представляют в виде таблицы ( см. табл. 1.1) и графика зависимости коэффициента вытеснения нефти из модели пласта от концентраций ПАВ в воде. [10]

Изменение фильтрационных характеристик пласта и притока нефти к забою скважин во времени, так или иначе, связано с изменением относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды, которые устанавливаются путем исследования в лабораторных условиях зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости. [11]

Таким образом, теоретические предпосылки позволяют предположить, что зависимость нефтеотдачи от состава газоводяной смеси будет немонотонной и имеет максимум при некоторых промежуточных содержаниях газа и воды. Такой вывод подтверждается результатами лабораторных экспериментов. Так в работах Ю.М. Островского, Е.Н. Лискевича и других проведен анализ опытов по вытеснению нефтей Битковского и Самотлорского месторождений смесями сухого газа и воды разного состава. Результаты экспериментов в обоих случаях подобны. На рис. 3.9 приведены зависимости коэффициента вытеснения самотлорской нефти в зависимости от содержания газа R в водогазовой смеси. [12]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Коэффициент — вытеснение

Коэффициент вытеснения ( KBuJ определяется отношением объема нефти, вытесняемой из области пласта, занятой рабочим агентом, к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения характеризует максимальную нефтеотдачу при длительном воздействии вытесняющего газа на пласт. [1]

Коэффициент вытеснения определяется в лабораторных условиях путем исследования кернов. [2]

Коэффициент вытеснения имеет максимальные значения при структурном и турбулентном режимах. Создание турбулентного потока предпочтительнее, так как обеспечивается более высокая степень вытеснения по сравнению со структурным потоком. Проведение процессса при низких значениях Re затруднительно вследствие возможного изменения структурного режима в переходный. [3]

Коэффициент вытеснения имеет максимальные значения при структурном и турбулентном режимах. Создание турбулентного потока предпочтительнее, так как обеспечивается более высокая степень вытеснения по сравнению со структурным потоком. Проведение процесса при низких значениях Re затруднительно вследствие возможного изменения структурного режима в переходный. [4]

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между & Вт и & Пр прослеживается тесная корреляционная связь. [5]

Коэффициент вытеснения определяют на составных моделях, состоящих из 7 — 10 образцов. Число моделей должно быть не менее 3 для относительно однородных по проницаемости пластов и не менее 5 — 10 для неоднородных пластов. [6]

Коэффициент вытеснения в выжженной зоне вычисляют с учетом исключения из запасов нефти, затраченной на образование топлива ( коксообразного остатка) в породе. [8]

Коэффициент вытеснения имеет минимальные значения при переходах от структурного к ламинарному, при ламинарном и переходном от ламинарного к турбулентному режимах течения, а максимальные — при структурном и турбулентном. [9]

Коэффициент вытеснения определяется по образцам кернов лабораторным путем. При этом желательно определить коэффициент вытеснения нефти по образцам с различной проницаемостью и найти среднюю его величину. [10]

Коэффициент вытеснения меньше единицы вследствие того, что вытесняемая нефть и вытесняющий ее агент ( обычно вытесняющая вода) бывают несмешивающимися жидкостями ( или флюидами) и на их контакте в пористой среде возникают капиллярные силы. Он мало зависит от вязкости нефти, бывает почти одинаковым для неф-тей низкой, средней, высокой и сверхвысокой вязкости и даже для газа, больше зависит от минерального состава породы, от несмесимости нефти и агента и величины капиллярных сил. [11]

Коэффициент вытеснения представляет собой отношение объема вытесненного углеводорода к его начальному объему в зоне пласта, охваченной вытеснением. [13]

Коэффициент вытеснения на больших глубинах при высоких пластовых температурах может быть довольно высоким, близким к единице. [14]

Коэффициент вытеснения не зависит от количества прокачанного вытесняющего агента, он реализуется в пределах охваченного вытеснением объема нефтяных пластов. Коэффициент вытеснения соответствует коэффициенту нефтеотдачи, определяемому в лабораторных условиях на образцах керна или моделях при достаточно большой ( теоретически неограниченно большой) прокачке вытесняющего агента, когда коэффициент охвата вытеснением становится равным единице. [15]

Читайте так же:  Моторная алалия онр

Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?

Как уже отмечалось, в России нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент вытеснения

-это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта , зависит от св-в вытесняющего агента и характеризует долю подвижных запасов в пласте.

Квыт опред-ся физическим моделир-ем на кернах.(Квыт=(Кнн-Кон)/Кнн, где Кнн -к-нт нач.нефтенасыщ-ти, Кон-к-нт остат.нефтенасыщ-ти.

Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:

1) Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.

2) Отношения вязкости нефти к вязкости воды.

3) Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов

4) Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил

5) Скорости вытеснения нефти водой

Квыт для семоманской воды 0,6-0,72, для пресной воды 0,5-0,65

Коэффициент охвата

-это отношение объема дренируемых запасов нефти к подвижным. характеризующий долю дренируемых запасов из подвижных Явл-ся более трудно обосновываемым . Кохв обычно закладывается по результатам гидродинамического моделирования.

Он может быть уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами.

На Кохв оказывает влияние расстояние между сетками скважин, т.е плотность сеток СКВ.

Кохв зависит от:

[2]

1) Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом

2) Параметров системы разработки месторождения

3) Использования наклонно направленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП

4) Давления на забоях скважин, применения методов воздействия на ПЗП и совершенства вскрытия пластов

5) Применения способов и технических средств эксплуатации скважин

6) Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки или без изменения системы разработки

Коэффициент заводнения

-это отношение накопленной добычи нефти к дренируемым запасам. Характеризует ту часть дренируемых запасов, которую возможно добыть. Коэффициент заводнения, в соответствии с его определением будет непрерывно озрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.

КИНкон=Квыт*Кохв*Кзав
ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 28

1. Состав жидкостей разрыва при ГРП.

2. Классификация сепараторов.

3. Обоснование КИН на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.

ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ. Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти

Читайте также:

  1. А максимальное гидростатическое давление в левом стояке с нагретой водой
  2. Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.
  3. Архитектура базы данных. Физическая и логическая независимость
  4. Борьба НФ за национализацию нефти.
  5. Война за независимость в Латинской Америке 1810-1826
  6. Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром
  7. Вязкость нефти
  8. Гетероатомные соединения нефти
  9. Гидродинамические методы регулирования увеличения нефтеотдачи пластов и скважин
  10. Гипотоническая гипергидратация (отравление водой)
  11. Гомогенный изотермический реактор идеального вытеснения
  12. Групповой состав нефти

Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.

Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

Нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

Нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

Капиллярно удержанная нефть;

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространст­ва – причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешиваю­щихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные си­лы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95–100%.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует умень­шению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обой­денных фронтом воды и плохо ею промываемых.

Макронеоднородное строение пластов – наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).

Читайте так же:  Как побороть навязчивые мысли

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточ­ной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.

Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными ве­ществами), вязкость и температуру.

РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ОРИСТЫХ СРЕД

Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромна скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на про­цессы вытеснения нефти.

За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жид­костей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В резуль­тате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капилляр­ной пропитки – вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздей­ствовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.

Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая форми­рованию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значи­тельным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача бло­ков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давле­нии). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм 2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспре­деляются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

| следующая лекция ==>
НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ. Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора | Прежде всего, необходимо остановиться на основных понятиях нефтеизвлечения

Дата добавления: 2014-01-04 ; Просмотров: 192 ; Нарушение авторских прав? ;

Видео удалено.
Видео (кликните для воспроизведения).

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источники


  1. Гангор, Марк Смех — лучший помошник в браке. Секреты жизни, любви и брака / Марк Гангор. — М.: София, 2014. — 288 c.

  2. Джон, Г. Карта любви / Г. Джон. — М.: Эксмо, 2018. — 866 c.

  3. Б. Мандель Сердцу не место в пятках / Б. Мандель. — М.: Попурри, 2006. — 812 c.
  4. Чеховских, М. И. Психология делового общения / М.И. Чеховских. — М.: Инфра-М, Новое знание, 2016. — 256 c.
  5. Котова, А. К. Как стать правой рукой шефа. Настольная книга секретаря по психологии общения и делопроизводству / А.К. Котова. — М.: Феникс, 2016. — 288 c.
Коэффициент вытеснения нефти
Оценка 5 проголосовавших: 1

ОСТАВЬТЕ ОТВЕТ

Please enter your comment!
Please enter your name here