Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Коэффициент извлечения нефти проектный


Проектный коэффициент - нефтеотдача - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Проектный коэффициент - нефтеотдача

Cтраница 2

Продолжается многолетняя негативная тенденция к снижению проектной нефтеотдачи, в результате чего уже потеряно около 15 млрд т потенциальных извлекаемых запасов, что сопоставимо с суммарной добычей за всю историю нефтяной промышленности России. За последние 15 лет проектный коэффициент нефтеотдачи снизился до 27 - 28 %, что является одним из самых низких показателей в мире.  [16]

Последняя группа объектов характеризуется слабопроницаемыми заглинизированными пластами. Пласт насыщен легкой нефтью с вязкостью 0 7 мПа.с. Проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 0 35, т.е. извлекаемые запасы планируется добывать в основном из последнего пропластка. Вследствие высокой неоднородности пласта на объекте-полигоне наблюдается массовый прорыв нагнетаемой воды в ближайшие к контуру питания добывающие скважины. Средний дебит добывающих скважин составляет всего 4 1 т / сут.  [17]

Это может быть плохо, если процент падения добычи нефти высокий, а темп отбора введенных в разработку извлекаемых запасов нефти низкий: значит, действительно введенные в разработку извлекаемые запасы нефти намного меньше числящихся введенных официально утвержденных. Тогда либо официально утвержденные геологические запасы нефти завышены, либо проектный коэффициент нефтеотдачи завышен, либо не осуществляется запроектированная технология, например, не осуществляется запроектированное поддержание пластового давления путем заводнения и действует малоэффективный режим истощения.  [18]

Результаты наших первых экспериментов, а также зарубежные данные позволяют сделать вывод, что в ближайшее время удастся усовершенствовать этот метод, доказать его эффективность и начать промышленнсе внедрение. Ожидается, что добыча попутной воды снизится не менее чем в 1 5 - 2 раза при сохранении проектного коэффициента нефтеотдачи.  [19]

Прежде всего это касается показателей, определяющих достижение планируемого уровня добычи нефти. Это 1) величины запасов различных категорий, достоверность которых колеблется в широких пределах; 2) величины проектных коэффициентов нефтеотдачи на практике не всегда достигают проектного уровня, о чем свидетельствуют примеры разработки ряда месторождений.  [20]

В нефтедобывающей промышленности СССР за предыдущие примерно 25 лет многое сделано для планомерного и научно обоснованного внедрения на большинстве нефтяных месторождений различных систем искусственного заводнения. Широкое применение при разработке нефтяных месторождений систем заводнения является одним из важных факторов успешного развития добычи нефти и обеспечения сравнительно более высокого среднего по стране проектного коэффициента нефтеотдачи пластов.  [21]

При этом были учтены: прерывистый характер строения коллектора, высокая вязкость и малая нефтенасыщенность пластовой нефти, низкие коллекторские свойства пород. Расчеты проектного коэффициента нефтеотдачи произведены раздельно по пластам с учетом неоднородности физических свойств коллекторов и вязкостей пластовых нефтей и воды при режиме вытеснения нефти водой при площадном нагнетании рабочего агента.  [22]

Приведенные факторы существенно влияют на полноту выработки запасов нефти, т.е. на конечный коэффициент нефтеотдачи пластов и на условия рентабельной эксплуатации нефтяных месторождений. В табл. 3.1 приведены сведения о проектных коэффициентах нефтеотдачи по некоторым месторождениям страны, разрабатываемым в течение длительного времени заводнением.  [23]

Средний расчетный коэффициент нефтеотдачи равен 0 55 против 0 6 и более по первоначальным проектам. Такое расхождение по-видимому связано в основном с неточностью оценки проектного коэффициента нефтеотдачи и в меньшей степени с отклонениями от запроектированных технологических решений.  [24]

В работе [288] отмечается, что бурение в обводненных зонах залежи новых скважин и геофизические исследования особенностей насыщенности пластов после их обводнения свидетельствуют о неполной выработке запасов по мощности пласта. Нередко оказываются обводненными лишь 30 - 40 % его мощности. Полученные коэффициенты использования запасов вызывают сомнение, будет ли достигнуто значение проектного коэффициента нефтеотдачи.  [25]

Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов пластовой воды при обводненности до 98 % и более. Поэтому подчеркнем, что осуществление изоляционных ( ремонтно-изоля-ционных) работ ( РИР) целесообразно только в случаях преждевременного обводнения скважин. Основным назначением РИР следует считать обеспечение оптимальных условий выработки пласта для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи.  [26]

Повторим еще раз: первый коэффициент учитывает взаимную нерастворимость нефти и вытесняющего агента, микронеоднородность породы пластов и действие капиллярных сил; он специально выделен, чтобы отделить влияние микронеоднородности и капиллярных сил от влияния неоднородности и макронеоднородности; второй коэффициент учитывает зональную неоднородность пластов, число скважин и капитальные затраты, которые в основном пропорциональны числу скважин, а третий коэффициент учитывает q0 - амплитудный дебит скважины, Q - ее подвижные запасы нефти, кратность прокачки вытесняющего агента, Qp2n - суммарный отбор жидкости и текущие экономические затраты, которые в основном пропорциональны отбору жидкости. Значит, первый коэффициент, именно, КЕ - коэффициент вытеснения не учитывает кратность прокачки вытесняющего агента и должен быть определен при такой большой прокачке агента, после которой он уже не изменяется, не увеличивается; иначе этот коэффициент, определенный в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов после прорыва вытесняющего агента, но при недостаточной прокачке агента, перестает быть коэффициентом вытеснения и оказывается неким коэффициентом нефтеотдачи в виде произведения коэффициентов вытеснения и заводнения Кко в - э, поскольку остается зависимым от отбора жидкости и прокачки вытесняющего агента. А это явно приводит к занижению коэффициента вытеснения за счет присоединения коэффициента заводнения и в дальнейшем при проектировании разработки нефтяных пластов к занижению проектного коэффициента нефтеотдачи и к несоответствию фактической динамики добычи нефти запроектированной динамике. Поэтому оказывается необходимым уточнить, что такое продолжительная, достаточно большая, а теоретически неограниченно большая прокачка вытесняющего агента.  [27]

Однако в десятом интервале темны роста неодинаковы. Это объясняется погрешностью расчета, вполне возможной в интервале с очень большим объемом добычи жидкости. Оценивая величину погрешности в 0 002 % на 1 млн. т добычи жидкости, приходим к выводу, что она составляет 182 5 тыс. т нефти, которая будет недополучена до проектного коэффициента нефтеотдачи.  [28]

Четвертая стадия по большинству рассматриваемых объектов еще не закончена. В настоящее время практически завершено разработкой ( отобрано более 99 % запасов) лишь несколько залежей - горизонт ПК2 северо-восточного поднадвига и юго-восточного поля месторождения Сураханы ( 8, 10), горизонт НПКл центрального поля того же месторождения ( 7) свита ПК северо-западного поля месторождения Кала ( 16), горизонты XI, XIII, XVI, XXII Октябрьского месторождения, горизонт III основной площади месторождения Доссор. Судя по этим и другим залежам, по которым использование извлекаемых запасов тоже значительно, завершающая стадия разработки является наиболее длительной и достигает 35 - 37 лет. Практика показывает, что при достаточном отборе запасов за основлой период в завершающей стадии доразработка залежи осуществляется в основном с использованием ранее пробуренного фонда скважин. Если использование запасов к концу третьей стадии недостаточно, в четвертой стадии для достижения проектного коэффициента нефтеотдачи требуется бурение дополнительных скважин и внесение существенных изменений в системы воздействия на залежь.  [29]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Проектный коэффициент - нефтеотдача - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Проектный коэффициент - нефтеотдача

Cтраница 1

Проектный коэффициент нефтеотдачи равен 0 37 от геологических запасов.  [1]

Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного ( фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.  [2]

Расчетные проектные коэффициенты нефтеотдачи по выделенным эксплуатационным объектам Зайкинского месторождения были определены в результате повариантных гидродинамических расчетов с последующей экономической оценкой.  [3]

Достижение проектного коэффициента нефтеотдачи в целом по залежам должно идти главным образом за счет увеличения выработки нефти из водо-нефтяных зон.  [4]

В настоящее время проектные коэффициенты нефтеотдачи определяют в основном по результатам гидродинамических расчетов оптимального варианта разработки. Однако эти расчеты не всегда обеспечиваются достоверными исходными данными и поэтому при оценке нефтеотдачи на новых залежах всегда необходимо сопоставлять расчетные данные с результатами разработки аналогичных месторождений. С этой целью разработана методика комплексного учета геолого-промысловых условий разработки для оценки нефтеотдачи.  [5]

Предположим, что нынешние официально утвержденные проектные коэффициенты нефтеотдачи, которые когда-то в далеком будущем будут достигнуты, значения которых разбросаны в широких пределах от 10 - 20 % до 60 - 70 % и более, и в среднем больше 30 %, около 40 %, нам не нравятся, кажутся слишком низкими; и нам хочется найти пути их значительного увеличения. Тогда приходится делать ревизию каждого коэффициента-сомножителя.  [6]

Анализ этой зависимости показывает, что при расчете проектных коэффициентов нефтеотдачи для залежей с малыми и средними значениями вязкости формула (2.3) дает заниженное значение.  [7]

Пласт насыщен легкой нефтью с вязкостью 0 7 мПа.с. Проектный коэффициент нефтеотдачи составляет 0 35, т.е. извлекаемые запасы планируется добывать в основном из последнего пропластка. Вследствие высокой неоднородности пласта на объекте-полигоне наблюдается массовый прорыв нагнетаемой йоды в ближайшие к контуру питании добывающие скважины. Средний дебил добывающих скважин составляет всего 4 1 т / сут.  [8]

Анализ этой зависимости показывает, ч о при расчете проектных коэффициентов нефтеотдачи для залежей с малыми и средними значениями вязкости формула (2.3) дает заниженное значение.  [9]

Приведенный анализ особенностей разработки Ашитовского участка показывает, что достигнуть проектного коэффициента нефтеотдачи не удавалось даже по наиболее продуктивному и выдержанному по площади VI пласту. Это несоответствие связано с тем, что яри проектировании ( определении коэффициента нефтеотдачи) не учитывался неустойчивый режим вытеснения, который здесь проявляется в сильной степени из-за малой плотности, сетки скважин и высоких темпов закачки воды.  [10]

Тем не менее, последние десятилетия к сожалению характеризуются достаточно стабильной тенденцией снижения среднего проектного коэффициента нефтеотдачи. С 60 - х годов он снизился почти в 1 5 раза.  [11]

При ее обосновании учтены фактические коэффициенты нефтеотдачи по длительно разрабатываемым месторождениям и выработанным участкам пластов, а также проектные коэффициенты нефтеотдачи с учетом результатов эксплуатации залежей. Всего использовано более 500 объектов - залежей платформенных областей, сложенных поровыми коллекторами.  [12]

В работе [287] указано, что с течением времени коэффициенты выработки, как показывают фактические данные, несколько увеличиваются, однако достижение проектных коэффициентов нефтеотдачи будет затруднительно.  [13]

Тенденция темпов роста коэффициентов нефтеотдачи и использовании запасов к сближению па завершающих этапах разработки месторождения ( см. табл. 27) показывает, что достижение проектного коэффициента нефтеотдачи - реальная задача. Важно только, чтобы не увеличивалась энергоемкость добычи нефти. Очевидно, что можно отдалить момент прекращения роста коэффициента использования запасов и, пока его рост не прекратился, добыть больше нефти, увеличить коэффициент нефтеотдачи.  [14]

Ппоекты лопазработки месторождения, или уточненные проекты разработки, могут составляться на более ранней стадии разработки, в случае, если установлено, что принятые при составлении проекта разработки геологическое строение нефтяной залежи и ее параметры неточны, или если необходимо изменить принятые темпы разработки и проектный коэффициент нефтеотдачи.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qн.и. равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн.г. и конечного коэффициента извлечения Ки.н..

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или … объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам. В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной из рассмотренных ниже методов определения коэффициента извлечения.

 

Величина Ки.н. зависит от ряда геолого-физических и технологи-ческих факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина этого коэффициента, следует отнести в первую очередь отношение вязкости нефти m н к вязкости воды в (обозначаемое в дальнейшем m о). На величину Ки.н. оказывают влияние применяемые методы искусствен-ного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. е, с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации—на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,—на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.

 

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ, ВВОДИМЫХ В РАЗРАБОТКУ, И ПРИ ПЕРЕСЧЕТЕ ЗАПАСОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

| следующая страница ==>
Коэффициент сжимаемости | ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТЕ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА

Дата добавления: 2014-03-03; просмотров: 42; Нарушение авторских прав

Поделиться с ДРУЗЬЯМИ:

refac.ru