Коэффициент нефтеотдачи пласта. Коэффициент нефтеотдачи нефти


Коэффициент - нефтеотдача - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Коэффициент - нефтеотдача

Cтраница 1

Коэффициент нефтеотдачи - конечная доля отбора балансовых геологических запасов нефти - представляется в виде произведения трех коэффициентов: 1 - вытеснения, 2 - сетки и 3 - заводнения. Первые два коэффициента ( 1 -вытеснения и 2 - сетки) из геологических запасов выделяют подвижные запасы нефти; третий коэффициент ( 3 -заводнения) - конечная доля отбора подвижных запасов нефти.  [2]

Коэффициент нефтеотдачи определяется по приведенным выше зависимостям для оценочных расчетов или при выборе той или иной системы разработки без соответствующих расчетов ее технологических показателей. Однако этому должен предшествовать большой объем работ, осуществляемых в известной последовательности, по обработке необходимых геолого-промысловых данных.  [3]

Коэффициенты нефтеотдачи, как правило, для песчаных однородных по составу коллекторов выше, чем для трещинных и литологически невыдержанных коллекторов.  [4]

Коэффициенты нефтеотдачи при проведении мероприятий по воздействию на пласт значительно выше, чем в тех случаях, когда залежи разрабатываются при естественных режимах работы пластов.  [5]

Коэффициент нефтеотдачи выражается в % или долях единицы.  [6]

Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации.  [7]

Коэффициент нефтеотдачи, в зависимости от условий его расчета, может быть: безводный, текущий, конечный.  [8]

Коэффициент нефтеотдачи изменяется в широких пределах ( от 0 05 - 0 15 до 0 75 - 0 8) и зависит от ряда факторов: степени и характера неоднородности продуктивного горизонта, проницаемости пород-коллекторов, физико-химических свойств нефти ( прежде всего вязкости), соотношения вязкостей нефти и воды, типа сетки скважин и др. Разработка нефтяных месторождений на естественном режиме ( без поддержания давления) позволяет добыть не более 25 - 30 % от балансовых запасов. Именно поэтому в СССР и за рубежом распространен важнейший из способов разработки - способ заводнения.  [9]

Коэффициент нефтеотдачи определяют экспериментальными исследова-ниямн янягтитическими методами и по геопогп-ппомысяовым данным.  [10]

Коэффициент нефтеотдачи определяют экспериментальными исследованиями, аналитическими методами и по геолого-промысловым данным.  [11]

Коэффициент нефтеотдачи неоднородного по проницаемости, но непрерывного пласта т н в случае разработки его сплошными галереями находят с помощью функции FI ( k), способ построения которой описан в § 2 данной главы.  [12]

Коэффициент нефтеотдачи не в полной мере отражает текущие и перспективные показатели разработки месторождения, так как им оценивается степень извлечения части балансовых запасов месторождения безотносительно к количеству топлива, израсходованного на добычу нефти.  [13]

Коэффициент нефтеотдачи, определяемый расчетным путем, часто оказывается завышенным [37], вследствие чего его значение принимают только в качестве ориентировочного.  [14]

Коэффициент нефтеотдачи а; здесь вычислен по отношению к геологическим запасам нефти в оторочке по формуле.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Добыча нефти и газа

Эффективность использования геологических запасов нефти залежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи – отношение извлекаемого из залежи количества нефти Qни к начальным балансовым запасам Qнб:

 

b= Qни / Qнб.

Коэффициент нефтеотдачи - это относительная величина, показывающая, какой объем нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации, и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.

Коэффициент нефтеотдачи можно вычислить, пользуясь отношением разности начальной Sн и остаточной S0 нефтенасыщенности пород залежи к начальной нефтенасыщенности, т.е.

b=( Sн –S0 )/Sн.

Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную предельную полноту нефтеизвлечения, показывая только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке ее до экономически целесообразного предела. Таким образом, понятие «коэффициент нефтеотдачи» является , по существу, условным: оно определяет только ту часть балансовых запасов, извлечение которых экономически целесообразно. Физически возможная добыча нефти из залежей может быть несколько больше.

Коэффициент физической нефтеотдачи bфиз – это относительная величина, показывающая, какая часть балансовых запасов нефти может быть извлечена из пласта при данном режиме, независимо от времени и себестоимости добычи нефти, т.е. ценой любых затрат:

bфиз=(Qни +DQ)/Qнб,

где DQ – количество нефти, добываемой из залежи после достижения экономически рентабельного предела разработки до физически возможного извлечения нефти.

При анализе разработки нефтяных месторождений возникает необходимость в оценке степени использования запасов в частично выработанных зонах залежи. Для такой оценки в общем случае, независимо от метода воздействия или при отсутствии искусственного воздействия на залежь, можно пользоваться коэффициентом использования запасов, который в отличие от коэффициента нефтеотдачи характеризует незавершенный , продолжающийся процесс разработки залежи.

Коэффициентом использования запасов bи называется относительная величина, показывающая, какая доля извлекаемых запасов нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности разработки:

где - суммарная добыча нефти из залежи с начала разработки до какого-то определенного момента времени t; Qi(t) – функция годового отбора нефти в зависимости от времени разработки.

В частом случае при вытеснении нефти из пласта водой или другими агентами, т.е. при искусственном воздействии на залежь, для оценки степени использования запасов нефти в частично выработанной залежи можно пользоваться коэффициентом выработки, также характеризующим незавершенный процесс разработки залежи.

Коэффициент выработки bв – это относительная величина, показывающая, какая доля балансовых запасов нефти извлекается из залежи (или части ее), не выработанной до предела экономической рентабельности разработки при вытеснении нефти различными агентами (водой, газом, взаимно смешивающимися жидкостями и т.д.):

где Qнбв –начальные балансовые запасы нефти в объеме пласта, охваченном воздействием к данному моменту времени.

Коэффициенты использования и выработки запасов характеризуют незавершенный процесс нефтеизвлечения, определяя на той или иной стадии разработки залежи полноту извлечения нефти из недр. Разница между этими коэффициентами заключается в том, что первый из них указывает на степень использования запасов любой залежи, а второй - только тех, где используется вытеснение нефти водой, газом, взаимно смешивающими агентами и т.д. По мере выработки запасов нефти, увеличения охвата залежи вытесняющим агентом коэффициенты использования и выработки запасов растут, приближаясь к предельным значениям, и сравниваются с ними в конце разработки залежи.

Достигаемые фактические значения нефтеотдачи пластов месторождений с достаточно высокими проектными значениями каэффициента нефтеотдачи (более 50%) находящихся в поздней стадии эксплуатации показывают, что они являются вполне реальными.

Если представить в обобщенном виде, то при одном и том же методе разработки, при заводнении месторождений, конечная нефтеотдача пластов, как показатель в среднем, определяется на 60-70% объективными геолого-физическими условиями, существующие до начала разработки, на 25-30% применяемой системой разработки и на 5-10% технологией, условиями бурения и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Относительное влияние отдельных геолого-физических факторов на нефтеотдачу пластов, хотя и не в чистом виде, отражено в табл.1 на основе статистического усреднения нефтеотдачи по месторождениям страны (на период 1989г. по 164 месторождениям) , группируемых по тому или иному признаку.

Таблица 1

Признак месторождения

Конечная нефтеотдача,%

1. Терригенные коллекторы

2. Чисто нефтяная залежь. Проницаемость пластов более 0,05 мкм2

3. Нефтяная залежь. Проницаемость пластов менее 0,05 мкм2

4. Вязкость менее 30 мПа .с,

в том числе

нефтегазовая залежь, проницаемость пла-

стов менее 0,05 мкм2

Вязкость более 30 мПа .с

5. Карбонатные коллекторы

в том числе

трещиноватые

трещинно-кавернозно-пористые

43

50

32

35

22

54

31

Фактор карбонатные коллекторы очень сильный и неблагоприятный для конечной нефтеотдачи пластов, особенно трещиновато-порового типа. Самый сильный фактор для нефтеотдачи пластов – вязкость нефти. При вязкости нефти более 25-30 мПа.с нефтеотдача при заводнении пластов становится очень низкой.

Средние относительные темпы добычи нефти (% от запасов в год) по группам месторождений с разными основными признаками приведены в табл.2.

Основные признаки месторождений

Относительные темпы добычи нефти

1. Терригенные коллекторы

2. Карбонатные коллекторы трещинно-порового типа

3. Проницаемость пластов менее 0,05 мкм2

4. Нефтяные залежи

5. Нефтегазовые залежи

6. Вязкость нефти менее 10 мПа.с

7. Вязкость нефти более 30 мПа.с

7,3

4,0

2,9

8,1

3,6

7,4

2,4

Факторы вязкость нефти, малая проницаемость пластов и карбонатность коллекторов оказывают большое влияние на темпы добычи нефти, сильно снижают их даже от уменьшенных извлекаемых запасов.

oilloot.ru

Коэффициент нефтеотдачи пласта - это... Что такое Коэффициент нефтеотдачи пласта?

 Коэффициент нефтеотдачи пласта

► output factor, recovery factor

Отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают:

■ коэффициент текущей нефтеотдачи – отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам.

■ коэффициент конечной нефтеотдачи – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

  • Коэффициент нефтегазонасыщенности, или коэффициент нефтенасыщенности
  • Коэффициент подачи глубинного, или штангового насоса

Смотреть что такое "Коэффициент нефтеотдачи пласта" в других словарях:

  • КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА — η, =Qн:Qr где Qн извлекаемые запасы (т или м3) при данной системе разработки после прекращения добычи из за нерентабельности;. Qг первоначальные геол. запасы (т или м3), первоначально содер. в пласте. Для повышения К. н. п. применяются… …   Геологическая энциклопедия

  • максимальный коэффициент промышленной нефтеотдачи пласта — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN maximum producible oil indexmaximum producible oil index …   Справочник технического переводчика

  • Нефтеотдача нефтяного пласта — ► oil reservoir recovery Характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки месторождения. Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэффициент нефтеотдачи …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • ТНК-ВР — (ТНК Би Пи) Компания ТНК ВР, история компании, добыча и продажи Компания ТНК ВР, история компании, добыча и продажи, корпоративная структура Содержание Содержание 1. 2. История 3. Корпоративное управление Корпоративная структура Совет директоров… …   Энциклопедия инвестора

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • Венгрия —         (Magyarorszag), Bенгерская Hародная Pеспубликa (Magyar Nepkцztarsasбg), гос во в Центр. Eвропе. Граничит на C. c Чехословакией, на B. c CCCP и Pумынией, на Ю. c Югославией, на З. c Aвстрией. Пл. 93 тыс. км2. Hac. 10,7 млн. чел. (1982).… …   Геологическая энциклопедия

  • Битум — Битум, полученный из нефти Битумы (от лат. bitumen  горная смола, нефть)  твёрдые или смолоподобные продукты, представляющие собой смесь углеводородов и их азотистых, кислородистых, сернистых и металлосодержащих производных. Битумы …   Википедия

  • Термическая нефтедобыча —         методы разработки нефтяных месторождений воздействием на нефтяные пласты теплом. Исходные положения для развития Т. н. высказаны Д. И. Менделеевым (1888), Д. В. Голубятниковым (1916), И. М. Губкиным (1928), А. Б. Шейнманом и К. К.… …   Большая советская энциклопедия

  • Газовый режим — ► gas depletion procedure (process) Режим работы нефтяной залежи, при котором нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа, перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворенного… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Остаточная нефтенасыщенность — ► residual oil content, residual oil saturation Количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина остаточной нефтенасыщенности зависит от капиллярного давления,… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

neft.academic.ru

КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА - это... Что такое КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА?

 КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА — η, =Qн:Qr где Qн — извлекаемые запасы (т или м3) при данной системе разработки после прекращения добычи из-за нерентабельности;. Qг— первоначальные геол. запасы (т или м3), первоначально содер. в пласте. Для повышения К. н. п. применяются системы разработки, обеспечивающие более полное вытеснение нефти из пласта. Существуют лабораторные методы определения К. н. п. на кернах продуктивных песчаников (Крылов и др., 1948). Имеется предложение (Гаттенбергер, Бренкина, 1963) выделять: 1. Текущий К. н. п. — заводненной зоны пласта на определенную дату. 2. Конечный К. н. п. — отношение всей добытой нефти до конца рентабельной эксплуатации к начальным запасам нефти. 3. Текущую степень выработки запасов — отношение добытой нефти к начальным геол. запасам всей залежи, что в конце рентабельной эксплуатации соответствует конечному К. н. п.

Геологический словарь: в 2-х томах. — М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978.

  • КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ МАТЕРИНСКИХ ПОРОД ,
  • КОЭФФИЦИЕНТ ОБЪЕМНЫЙ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

Смотреть что такое "КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА" в других словарях:

  • Коэффициент нефтеотдачи пласта — ► output factor, recovery factor Отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают: ■ коэффициент текущей нефтеотдачи – отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • максимальный коэффициент промышленной нефтеотдачи пласта — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN maximum producible oil indexmaximum producible oil index …   Справочник технического переводчика

  • Нефтеотдача нефтяного пласта — ► oil reservoir recovery Характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки месторождения. Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэффициент нефтеотдачи …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • ТНК-ВР — (ТНК Би Пи) Компания ТНК ВР, история компании, добыча и продажи Компания ТНК ВР, история компании, добыча и продажи, корпоративная структура Содержание Содержание 1. 2. История 3. Корпоративное управление Корпоративная структура Совет директоров… …   Энциклопедия инвестора

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • Венгрия —         (Magyarorszag), Bенгерская Hародная Pеспубликa (Magyar Nepkцztarsasбg), гос во в Центр. Eвропе. Граничит на C. c Чехословакией, на B. c CCCP и Pумынией, на Ю. c Югославией, на З. c Aвстрией. Пл. 93 тыс. км2. Hac. 10,7 млн. чел. (1982).… …   Геологическая энциклопедия

  • Битум — Битум, полученный из нефти Битумы (от лат. bitumen  горная смола, нефть)  твёрдые или смолоподобные продукты, представляющие собой смесь углеводородов и их азотистых, кислородистых, сернистых и металлосодержащих производных. Битумы …   Википедия

  • Термическая нефтедобыча —         методы разработки нефтяных месторождений воздействием на нефтяные пласты теплом. Исходные положения для развития Т. н. высказаны Д. И. Менделеевым (1888), Д. В. Голубятниковым (1916), И. М. Губкиным (1928), А. Б. Шейнманом и К. К.… …   Большая советская энциклопедия

  • Газовый режим — ► gas depletion procedure (process) Режим работы нефтяной залежи, при котором нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа, перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворенного… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Остаточная нефтенасыщенность — ► residual oil content, residual oil saturation Количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина остаточной нефтенасыщенности зависит от капиллярного давления,… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

dic.academic.ru

Коэффициент нефтеотдачи - Энциклопедия по экономике

Успехи в области поисков и разведки месторождений нефти и газа дали возможность включать в разработку в первую очередь наиболее продуктивные и экономичные месторождения. А это позволило шире внедрять современную технологию разработки нефтяных месторождений. В результате возрос коэффициент нефтеотдачи, в 3—4 раза ускорился процесс извлечения нефти из недр, повысилась производительность труда. Особо следует выделить значительный рост удельного веса фонтанной добычи нефти. Доля фонтанной добычи во всем объеме составляла в 1940 г. 23 %, а в 1965 г. почти 75 %, что весьма благоприятно сказалось на показателях хозяйственной деятельности нефтедобывающей промышленности.  [c.18] Достижение запланированных масштабов и темпов роста добычи нефти и газа было обеспечено дальнейшим техническим прогрессом, совершенствованием систем разработки нефтяных и газовых месторождений, широким внедрением средств, повышающих коэффициент нефтеотдачи нефтяных месторождений.  [c.21]

Аналогичные изменения произошли и в квалификации мастеров и других работников, обслуживающих промыслы. Автоматизация и диспетчеризация нефтяных и газовых скважин, широкое применение исследований, а также различных методов воздействия на пласт и призабойные зоны для интенсификации нефтегазодобычи и повышения коэффициента нефтеотдачи потребовали значительного повышения технического уровня и квалификации работников нефтегазодобычи.  [c.203]

Дальнейшее повышение производительности труда в добыче нефти может быть обеспечено открытием и вводом в разработку новых месторождений, широким внедрением совместной раздельной эксплуатации нескольких горизонтов одной скважиной, повышением коэффициента нефтеотдачи вследствие высоких давлений, добавкой в закачиваемую жидкость поверхностно-активных веществ, широким применением химических и термических методов воздействия на нефтесодержащие пласты, внедрением комплексной автоматизации и телемеханизации на промыслах, существенным повышением степени утилизации нефтяных газов, оснащением промыслов более 212  [c.212]

В нефтяной промышленности в качестве сверхнормативных потерь нефтяного газа принимается разница между плановой и фактической его добычей. Добыча нефти на месторождении сверх утвержденного коэффициента нефтеотдачи, сверхплановая добыча нефтяного газа освобождается от внесения ставок возмещения затрат на геологоразведочные работы.  [c.234]

Научные исследования и затем опыт разработки месторождений, в частности Туймазинского месторождения, показали высокую эффективность законтурного заводнения. Суммарная добыча нефти за весь срок разработки увеличивается почти вдвое по сравнению с эксплуатацией месторождения на режиме растворенного газа. Увеличивается также коэффициент нефтеотдачи, что равнозначно разведке и вводу в эксплуатацию дополнительных месторождений.  [c.44]

Опыт показал, что применяемая технология разработки залежей не обеспечивает высоких коэффициентов отбора нефти. При проектировании разработки месторождения коэффициент нефтеотдачи предусматривается не более 50—60 %. На практике этот показатель значительно ниже. Поэтому ведутся постоянный поиск и внедрение эффективных мер по повышению нефтеотдачи пластов. Главными направлениями в этой части являются  [c.48]

Это свойство жидкостей имеет большое значение при продвижении воды и нефти в горных породах. Оно используется при разработке нефтяных залежей. В пластовых условиях молекулярные силы сцепления между водой и горной породой больше, чем между нефтью и породой. Вследствие этого вода способна занять более мелкие (капиллярные) поры, вытеснив из них нефть в более крупные пустоты. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов на промыслах поверхностное натяжение нефти уменьшают добавкой в пласт специальных поверхностно-активных веществ (ПАВ).  [c.25]

За весь этот период с учетом фактических коэффициентов нефтеотдачи в недрах было оставлено не менее 80 млрд. т нефти.  [c.39]

Низкие коэффициенты нефтеотдачи приводят к потерям огромных количеств нефти. По нашим подсчетам, основанным на оценке фактических коэффициентов, за 100 лет существования мировой нефтяной промышленности в недрах оставлено не менее 75—80 млрд. т нефти. Последнее десятилетие ознаменовалось известным ростом этих коэффициентов. Применение методов интенсификации разработки  [c.76]

В СССР коэффициенты нефтеотдачи по ряду крупных нефтяных месторождений, разрабатываемых с широким применением методов интенсификации, достигают 50—60%, в США средние коэффициенты нефтеотдачи составляют 32—36%.  [c.77]

Кроме того, могут быть использованы значительные резервы в результате повышения коэффициентов нефтеотдачи, которые в настоящее время на многих месторождениях США невелики. Разумеется, все это требует крупных капиталовложений.  [c.190]

Однако ряд важных задач разработки нефтяных месторождений, и, в частности, таких, как зависимость коэффициентов нефтеотдачи неоднородных пластов от плотности сеток скважин, выбор темпов разработки и др., полностью еще не решен. Это признают ведущие ученые и специалисты нефтяной промышленности. Несмотря на достижение более высокого уровня науки о разработке нефтяных месторождений, до настоящего времени нет единого мнения по одному из важнейших вопросов разработки нефтяных месторождений — оптимальной степени разреженности сетки эксплуатационных скважин.  [c.301]

Конечно, при существующем уровне науки и техники мы не можем говорить о скачкообразном повышении коэффициентов нефтеотдачи пластов по сравнению с достигнутыми. Нереальна, по-видимому, постановка вопроса о доведении в ближайшее время коэффициентов нефтеотдачи на ряде крупнейших месторождений страны до 0,75—0,80 против запроектированных 0,5—0,55.  [c.301]

Тем не менее даже относительно небольшой прирост коэффициентов нефтеотдачи дает значительный эффект. Это обосновывается тем, что в недрах остаются крупные ресурсы нефти, причем, как правило, эти ресурсы приурочены к обжитым, обустроенным площадям, расположенным к тому же вблизи нефтеперерабатывающих заводов, либо связанным с НПЗ мощными транспортными артериями.  [c.301]

Однако быстрый рост мирового производства первичных источников энергии сопровождается крупными потерями в процессе потребления. Для того чтобы полезно использовать единицу энергии, человечество вынуждено добывать около четырех ее единиц-Низкие коэффициенты нефтеотдачи приводят к потерям огромных количеств нефти до 50—55% ресурсов остается в недрах.  [c.307]

Низкие коэффициенты нефтеотдачи приводят к потерям огромных количеств нефти. По нашим подсчетам, основанным на оценке коэффициентов отдачи недр, за 100 лет существования мировой нефтяной промышленности при добыче около 18—20 млрд. т в недрах оставлено не менее 65—70 млрд. т нефти.  [c.81]

Однако быстрый рост мирового производства первичных источников энергии сопровождается крупными потерями в процессе потребления. Для того, чтобы полезно использовать единицу энергии, человечество вынуждено добывать около четырех ее единиц. Низкие коэффициенты нефтеотдачи приводят к потерям огромных количеств нефти. За 100 лет существования мировой нефтяной промышленности добыто около 18—20 млрд. т нефти и оставлено в недрах 65— 70 млрд. т.  [c.253]

Как известно, эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается падением пластового давления. Это в конечном итоге приводит к тому, что в недрах земли остается еще значительное количество нефти, которое не может быть извлечено на поверхность без применения искусственных методов воздействия на пласт. В на- стоящее время для увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи пластов в нефтяные залежи под давлением через специальные скважины нагнетается рабочий агент (воздух, вода или газ), чем достигается искусственное введение в пласт дополнительной энергии. Благодаря искусственному увеличению энергии становится возможным восстанавливать пластовое давление, удерживать его на первоначальном уровне или замедлять темпы его падения.  [c.147]

Несмотря на то что системы заводнения обеспечивают самый высокий коэффициент нефтеотдачи, более половины установленных запасов остается в недрах. Поэтому дальнейшее совершенствование техники, технологии и организации добычи нефти предусматривает создание и внедрение новых методов, направленных на существенное увеличение нефтеотдачи пластов.  [c.77]

Но если в угольной промышленности имеются все объективные условия для полной выработки всего объема залежи угля и это зависит от желания людей, то несколько иное положение в нефтяной промышленности. Горно-геологические условия залегания и современные способы добычи пока не позволяют полностью извлекать все запасы нефти. Однако можно увеличить отдачу нефтяных пластов с помощью добавочных капитальных вложений и тем самым повысить производительность и получить дополнительный доход. При этом конкретным выражением увеличения производительности труда и получения дополнительного дохода должна служить нефть, дополнительно добытая благодаря увеличению коэффициента нефтеотдачи.  [c.106]

Если с помощью добавочных капитальных вложений можно получить дополнительное количество нефти по отношению к тому, которое было бы добыто за весь период разработки месторождения без применения методов воздействия на пласт, то это дополнительное количество может явиться базой при определении дифференциального дохода II формы. Например, если применение методов воздействия на пласт позволило повысить коэффициент нефтеотдачи по месторождению с 0,5 до 0,6, то можно считать, что дополнительно добыто за весь срок разработки месторождения 20% нефти.  [c.107]

Интенсификация нефтедобычи приводит к следующим результатам ускорению разработки месторождений и повышению коэффициента нефтеотдачи пласта. Однако в процессе разработки месторождения определить источник и причину дополнительно добытой нефти весьма сложно (является она фактором ускорения срока разработки месторождения без повышения коэффициента нефтеотдачи пласта или следствием повышения коэффициента нефтеотдачи при том же сроке разработки месторождения). Действия различных методов интенсификации добычи нефти настолько переплетаются между собой, что подобное разделение практически уловить трудно, и оно становится весьма условным. В связи с этим появляется определенная сложность при определении дифференциального дохода формы II.  [c.108]

Следовательно, если дифференциальный доход 1 полностью изымается в бюджет, то вопрос распределения дифференциального дохода II, как кам кажется, не может быть решен однозначно. Часть дифференциального дохода II должна оставаться в распоряжении предприятия для стимулирования интенсификации производства и повышения коэффициента нефтеотдачи пластов.  [c.109]

Поскольку нефтяная промышленность пока не подготовлена к расчету ренты на 1 га нефтеносной площади, автор видит возможность рассчитывать ренту на 1 т извлекаемых запасов нефти и 1 м3 попутного газа. Это позволило бы, по его мнению, решить основные задачи, отмеченные выше, и главное — поставить изъятие этого дохода в зависимость от величины запасов нефти, от объема и качества природных ресурсов. По мысли автора, такой порядок изъятия рентных платежей будет побуждать предприятия полнее извлекать запасы нефти, так как за оставленные в недрах промышленные запасы они будут обязаны платить. В свою очередь за повышение коэффициента нефтеотдачи предприятия следует поощрять.  [c.114]

Относительно коэффициента нефтеотдачи следует отметить, что с постановкой вопроса в теоретическом плане можно согласиться. Однако учесть влияние разных факторов на повышение коэффициента нефтеотдачи трудно, поскольку количественный эффект от применения методов воздействия на пласт и других мероприятий, направленных на увеличение нефтеотдачи, может быть установлен лишь по отработке месторождений. В процессе разработки месторождений влияние этих факторов сказывается через повышение добычи. Но нельзя утверждать, что мероприятия, направленные на повышение добычи более качественной нефти, способствуют повышению конечного коэффициента нефтеотдачи.  [c.164]

Успехи в области поисков и разведки месторождений нефти и газа дали возможность включать в разработку в первую очередь наиболее продуктивные и экономичные месторождения. А это позволило шире внедрять современную технологию разработки нефтяных месторождений. В результате существенно увеличился коэффициент нефтеотдачи, в 3—4 раза ускорился процесс извлечения нефти из недр, уменьшилась потребность в эксплуатационных скважинах, повысилась производительность труда, улучшились экономические показатели. Особо следует выделить значительный рост удельного веса фонтанной добычи нефти. Так, если в 1940 г. доля фонтанной добычи во всем объеме составляла 23 %, то в 1955 г. она возросла до 58 %, а в 1965 г. составила почти 75 %, что весьма благоприятно сказалось на показателях хозяйственной деятельности нефтедобывающей промышленности.  [c.22]

При разработке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления намного сокращается потребность в эксплуатационных скважинах и в капитальных вложениях на разработку месторождения, обеспечивается стабильный уровень себестоимости добычи нефти, значительное сокращение сроков разработки, примерно в 2 раза повышается коэффициент нефтеотдачи.  [c.23]

Запланированные масштабы и темпы роста добычи нефти и газа были обеспечены дальнейшим техническим прогрессом, совершенствованием систем разработки нефтяных и газовых месторождений, широким внедрением средств, повышающих коэффициент нефтеотдачи нефтяных месторождений, увеличением емкостей для подземного хранения природного газа вблизи крупных его потребителей, промышленных центров страны.  [c.28]

Новая технология разработки месторождений позволила значительно повысить степень использования природных ресурсов. Коэффициент нефтеотдачи пластов доведен к настоящему времени до 42—45 % (без воздействия его максимальное значение не превышало 30%). При новой технологии резко сокращается потребность в эксплуатационных скважинах. Кроме того, в результате роста текущего отбора нефти сокращаются сроки разработки месторождений.  [c.57]

Аналогичные изменения произошли и в квалификации мастеров и других работников, обслуживающих промыслы. До 1936 г. скважины обслуживались рабочими невысокой квалификации. Затем были организованы бригады по добыче нефти. Появились новые профили работников мастера, операторы и их помощники. На первых порах они имели ограниченные знания, мало учитывали взаимосвязь между скважинами. Но с течением времени мастер по добыче нефти превратился в центральную фигуру на промысле, в подлинного организатора производства. Современные мастера по добыче нефти обладают широким кругозором, знают основы подземной гидравлики, подбирают оборудование, применяют эффективные режимы работы и интенсивные методы добычи нефти. Автоматизация и диспетчеризация нефтяных и газовых скважин, широкое применение исследований, а также различных методов воздействия на пласт и призабойные зоны с целью интенсификации добычи нефти и газа и увеличения коэффициента нефтеотдачи потребовали значительного повышения технического уровня и квалификации работников.  [c.294]

Такой расчет ведут по приросту запасов категорий А+В. Уровень удельных затрат на 1 т извлекаемых запасов зависит от глубины залегания, размеров месторождения, продуктивности пластов, методов поисков и разведки, техники геологопоисковых и геологоразведочных работ, порядка заложения и числа разведочных скважин, коэффициента нефтеотдачи пластов и т. д., и он значительно различается по отдельным районам.  [c.358]

Для нефтедобывающей промышленности (особенно на стадии проектирования разработки новых нефтяных месторождений) применяются специфичные показатели срок разработки и коэффициент нефтеотдачи. (Последний характеризует степень использования природных ресурсов.) Поскольку добыча нефти — отрасль с падающей производительностью труда (по месторождениям в отдельности), то для оценки происходящих изменений в техническом оснащении, технологии разработки месторождений, qpraHHsa a производственного процесса широко используется такой своеобразный показатель производительности труда, как трудоемкость обслуживания одной скважины.  [c.58]

Для дальнейшего относительного на единицу продукции уменьшения потребностей в капитальных вложениях в нефтегазодобычу имеются значительные резервы. Прежде всего это более широкое применение различных методов воздействия на нефтяные и газовые пласты для повышения коэффициента нефте-, газоотдачи. Так, увеличение коэффициента нефтеотдачи на эксплуатируемых месторождениях только на 10% дает возможность получить дополнительно сотни миллионов тонн нефти без затрат средств на поиски и разведку новых запасов, на бурение скважин, создание промыслового хозяйства. В одиннадцатой пятилетке намечается повысить нефтеотдачу пластов более ста месторождений и получить за счет этого дополнительно почти 25 млн. т нефти. Снижение стоимости работ по промысловому обустройству осуществляется за счет использования высокомощных групповых установок сбора и подготовки нефти и газа, кустового расположения скважин, телемеханизации и автоматизации процессов добычи нефти и газа. Широкое внедрение индустриальных методов создает объективные организационно-технические предпосылки для полной ликвидации сезонности в строительстве, для его удешевления и относительного снижения потребностей в капитальных вложениях, необходимых для развития этой отрасли народного хозяйства.  [c.131]

После 1986 года основная часть мирового прироста запасов нефти была получена не за счет открытия новых месторождений, а за счет переоценки запасов старых. Составляя бизнес-проекты обустройства и разработки месторождений нефти, зарубежные фирмы в 70-е годы ориентировались на степень ее извлекаемости равную 20-25 %. Опыт эксплуатации месторождений показал, что в действительности коэффициент нефтеотдачи выше и с 1991 года фирмы стали ориентироваться на степень извлекаемости равную 30 % (в США - 35-40 % в Саудовской Аравии и ОАЭ - 49 % вместо прежних 35).  [c.30]

Законтурное и внутриконтурное заводнение, применяемое в начальной стадии разработки для поддержания пластового давления, нельзя смешивать с методами закачки воды или газа в пласты с истощенной пластовой энергией, из которых почти полностью добыта нефть, извлекаемая при естественных малоэффективных режимах. Закачка воды в такие истощенные пласты получила название вторичных методов добычи нефти. К вторичным методам относятся все методы Добычи остаточной нефти. Количество остаточной нефти в продуктивных пластах обычно превышает объем нефти, который уже добыт на месторождении из данного пласта. Поэтому повышение коэффициента нефтеотдачи, который в среднем по миру составляет 30 %, является реальным направлением значительного увеличения добычи нефти. Так, в США, по данным И. X. Крама, коэффициент нефтеотдачи при преобладании в 1950—1960 гг. первичных методов добычи колебался от 15 до 28%. В 1960— 1970 гг. за счет применения вторичных методов (закачка воды, газа, термическое воздействие на пласт) он достиг 33—37 % В конце 70-х годов в результате внедрения новых методов интенсификации добычи (закачка газа высокого давления, сжиженных нефтяных газов с последующей продувкой газом и водой, внутрипластовое сжигание нефти, ядерные взрывы и др.) коэффициент нефтеотдачи несколько повысился. В США более 75 % скважин низкодебитные — менее 0,5 т/сут. Поэтому более 70 % нефти США добывается из месторождений, разрабатываемых с применением различных методов воздействия на пласт.  [c.82]

В девятой пятилетке большое значение придается развитию добычи нефти и природного газа в восточных районах страны, роль которых еще более возрастет после 1975 г. Достаточно сказать, что 75% всего прироста добычи нефти в 1971—1975 гг. предусматривается получить из месторождений Тюмени и Мангышлака. Особое место в девятом пятилетнем плане отведено старым нефтедобывающим районам европейской части страны, которые переходят, на позднюю стадию разработки. В 1971—1975 гг. из этих месторождений должно быть извлечено около 1 млрд. т нефти, причем фактические коэффициенты нефтеотдачи здесь все еще будут на относительно невысоком уровне. В Директивах XXIV съезда важная роль отводится проведению работ, обеспечивающих более полное извлечение нефти из недр.  [c.122]

Проблема повышения коэффициентов нефтеотдачи представляется нам наиболее важной из многих крупных проблем нефтедобыва-  [c.300]

Для процесса добычи нефти и газа характерна исключительно большая зависимость его отприродн о-г еологических условий (величины запасов нефти и газа, коэффициента нефтеотдачи, площади залежи, глубины залегания продуктивных пластов, качества нефтей и т. д.). Природно-геологические условия в больдлой мере определяют систему разработки и режим работы месторождения, способ эксплуатации, число и порядок размещения скважин, величину годового отбора нефти и газа и значительно влияют на все технико-экономические показатели работы нефтегазодобывающих предприятий.  [c.76]

Значительная часть нефти из каждого месторождения извлекается посредством энергии пластового давления. Пластовое давление — основной фактор производительности — является естественным безвозмездным даром природы. Возникает необходимость рационального использования пластового давления, воздействия на него, его поддержание с помощью самых разнообразных методов. Наиболее важное значение имеют различные системы заводнения, среди которых широко распространены законтурное, приконтурное, внутриконтурное, законтурное в сочетании с внутриконтурным, площадное, очаговое, избирательное и барьерное. Заводнение позволяет существенно увеличить темпы отбора нефти, повышает коэффициент нефтеотдачи при минимальном числе скважин.  [c.77]

Во-первых, как уже отмечалось, осуществить текущий учет и контроль за состоянием коэффициента нефтеотдачи регулярно в течение месяца, КЕ артала или года пока практически не представляется, к сожалению, возможным. Во-вторых, и что особенно важно, не только извлекаемые, но и балансовые запасы нефти и газа ежегодно пересматриваются и уточняются и, как правило, претерпевают изменения.  [c.115]

Дальнейшее повышение производительности труда в добыче нефти можно обеспечить открытием и вводом в разработку новых крупных месторождений, широким внедрением одновременной раздельной эксплуатации нескольких горизонтов одной скважиной, повышением коэффициента нефтеотдачи добавкой в закачиваемую жидкость поверхностно-активных веществ, широким применением химических и термических методов воздействия на нефтесодержащие пласты, внедрением комплексной автоматизации и телемеханизации на промыслах, существенным повышением степени использования нефтяного газа, оснащением промыслов высокопроизводительными техническими средствами для отбора жидкости из скважин и закачки воды в пласт (центробежные электронасосы и гидропоршневые насосы, насосы высоких давлений и т. д.), широким внедрением научной организации труда и производства, распространением передовых методов работы и т. д.  [c.312]

economy-ru.info

Показатели нефтеотдачи пластов — МегаЛекции

ТЕМА 3

ИСТОЧНИКИ пластовой энергии и силы, действующие в залежи

 

Обобщение и реализация режимов

Режимам работы нефтяных залежей дают также до­полнительные характеристики. Различают режимы с пере­мещающимися и неподвижными контурами нефтеносности.

К первым относят водонапорный, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы, а ко вторым - упру­гий, режим растворенного газа и гравитационный со свобод­ной поверхностью нефти. Водо-, газонапорный и смешанный режимы называют режимами вытеснения (напорными ре­жимами), а остальные - режимами истощения (истощения пластовой энергии).

Названные выше режимы рассмотрены в плане их ес­тественного проявления (естественные режимы). Природ­ные условия залежи лишь способствуют развитию опреде­ленного режима работы. Конкретный режим можно устано­вить, поддержать или заменить другими путем изменения темпов отбора и суммарного отбора жидкости, ввода допол­нительной энергии в залежь и т. д. Например, поступление воды отстает от отбора жидкости, что сопровождается даль­нейшим снижением давления в залежи. При вводе дополни­тельной энергии создаваемые режимы работы залежи назы­вают искусственными (водо- и газонапорный).

 

Показатели нефтеотдачи пластов

Режимы работы нефтяных залежей отличаются не только источниками энергии, но и механизмами извлечения нефти из пористой среды.

При водо- и упруговодонапорном режимах, несмотря на различие причин, вызывающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происхо­дит за счет ее вытеснения из пористой среды водой.

При режиме растворенного газа нефть из пористой среды вытесняется расширяющимися пузырьками газа, которые сравнительно равномерно распределены по всему объему пористой среды.

При газонапорном режиме нефть также вы­тесняется расширяющимся газом, но замещение нефти га­зом в пористой среде происходит только в зоне газонефтяного контакта.

При упругом и гравитационном режимах нефть из пористой среды извлекается силами, равномерно действующими во всем объеме нефти.

От механизма вытеснения нефти во многом важнейший показатель эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти).

Нефтеотдача характеризуется коэффициентом нефтеотдачи (нефтеи ния) - долей извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов:

 

(3.1)

 

где h - коэффициент нефтеотдачи;

 

 

При расчете коэффициента нефтеотдачи запасы, извлеченное количество нефти и остаточнные запасы должны быть приведены к одинаковым условиям, к поверхностным.

Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к геологическим ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к геологическим запасам.

Он зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи.

Проектный к-нт нефтеотдачи отличается от конечного тем, что с он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Полнота вытеснения нефти в объеме пласта, охваченном заводнением, характеризуется коэффициентом вытеснения hВ.

Коэффициент вытеснения определяется как доля объема извлеченной нефти по отношению к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию вытеснения.

Коэффициент вытеснения зависит в основном от кратности промывки (отношения объема прокачанного рабочего агента к объему пор), отношения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера пор и характера смачиваемости пород пласта.

В гидрофильных высокопроницаемых порис­тых средах при малой вязкости нефти коэффициент вытес­нения нефти водой может достигать 0,8 - 0,9. В слабопрони­цаемых частично гидрофобных средах при повышенной вяз­кости нефти он составляет 0,5 - 0,65, а в гидрофобных пла­стах - не более 0,25 - 0,4. Вместе с тем, при смешивающем­ся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т. е. при устранении суще­ственного влияния капиллярных сил, коэффициент вытес­нения достигает 0,95 - 0,98.

Для характеристики объема пласта, в котором проис­ходит вытеснение нефти, введено понятие коэффициента охвата пласта воздействием hохв.

К-нт охвата - это отношение запасов нефти VOXB, первоначально находивших­ся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к начальным запасам нефти во всем пласте.

Он характери­зует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями.

В сильно расчлененных пластах остаточ­ная нефтенасыщенность, которая может достигать 20 - 80 %, существенно зависит от размещения скважин, ус­ловий вскрытия пластов в них, воздействия на обособлен­ные линзы и пропластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

Так как при режимах вытеснения нефти водой она из­влекается только из зон, охваченных воздействием, то ко­эффициент нефтеотдачи при напорных режимах может быть определен как произведение коэффициента вытеснения на коэффициент охвата воздействием.

 

(3.2)

 

 

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

megalektsii.ru

Коэффициент нефтеотдачи пласта - Справочник химика 21

    Сабиров И. X. Исследование влияния скорости фильтрации на коэффициент нефтеотдачи пласта Д II Константиновского месторождения.— Нефтепромысловое дело , 1964, № 5, с. 7—9. [c.210]

    Термохимические методы имеют более широкую область применения, чем теплофизические (по вязкости нефти от 10—50 до 500—1000 мПа-с и по глубине ее залегания до 1500—2000 м). Увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов при внедрении этих методов составляет 20—25 % по сравнению с достигнутым при обычном заводнении на месторождениях с вязкостью нефти до 50 мПа-с и на 35—40 %—на месторождениях с высокой вяз- [c.182]

    Методы вытеснения нефти смешивающимися с нею реагентами (углеводородными и другими газами) имеют узкую область применения— лишь на месторождениях с малой вязкостью нефти (0,5—1,5 мПа-с) и малопродуктивными пластами, где обычное заводнение трудно реализовать технически. При использовании этих методов в самых благоприятных условиях можно повысить коэффициент нефтеотдачи пластов по сравнению с результатами обычного заводнения не более чем на 5—7%. Для заводненных пластов эти методы совсем неприемлемы. Однако вытеснение нефти углекислым газом относится к весьма перспективным и эффективным методам извлечения нефти из заводненных пластов. [c.183]

    Рассмотрены общие положения проблемы повышения нефтеотдачи пласта основные понятия, используемые для характеристики полноты выработки запасов факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеотдачи пласта и точность оценки его текущего и конечного значений по промысловым данным. Приведены методики и результаты лабораторных исследований процессов вытеснения нефти из моделей неоднородных пластов, а также промысловых экспериментов по оценке эффективности применения новых физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов в различных геолого-физических условиях. Затронуты теоретические аспекты проблемы обеспечения полноты выработки запасов нефти. Рассмотрены научно-практические основы проблемы выбора нефтевытесняющих составов на основе ПАВ и других химических реагентов. [c.4]

    Результаты обобщений, изложенных в книге, могут быть использованы для решения вопросов, связанных с глубокой переработкой нефти, увеличением коэффициента нефтеотдачи пласта н совершенствованием транспорта нефтяных дисперсных систем. [c.6]

    Поэтому в некоторых случаях в пласт густой нефти закачивают горячую воду, а еще лучше — перегретый пар. Нефть разжижается, и коэффициент нефтеотдачи пласта может возрасти вдвое  [c.59]

    Комплексное применение различных технологий интенсификации добычи обеспечило увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов на месторождениях компании на 5%. В начале года было создано новое подразделение Управление по зарезке боковых стволов и капитальному ремонту скважин. Всего в 2001 г. было проведено 7,2 тыс. операций по повышению нефтеотдачи пластов, суммарный эффект которых составил более 5,5 млн. т неф- [c.91]

    Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов применимы лишь на месторождениях, где вязкость нефти не превышает 15—25. мПа-с, т. е. там, где приемлемо обычное заводнение. Использование химических реагентов (ПАВ, полимеров и кислот) с самого начала разработки таких месторождений может повысить коэффициент нефтеотдачи пластов на 5—17 % по сравнению с обычным заводнением, тогда как применение их на месторождениях, пласты которых уже охвачены заводнением на 30— 40 %, может повысить коэффициент нефтеотдачи лишь на 3—4 %, а при большей степени заводнения их использование вообще экономически нецелесообразно. Это объясняется тем, что в сильно заводненных пластах химические реагенты, не обладая селективностью действия по отношению к нефти, адсорбируются преиму-шественно на породе заводненной части пласта и не совершают полезной работы по вытеснению нефти. [c.182]

    Коэффициент нефтеотдачи пласта [c.14]

    Правильное определение коэффициента нефтеотдачи пластов имеет большое значение для совершенствования теории и практики разработки залежей. Поэтому во всех случаях необходимо объективно определять фактически достигнутый коэффициент нефтеотдачи с максимальным приближением к его истинному значению. Исследование этой задачи имеет важное значение в развитии методов количественной оценки остаточной нефти в длительно разрабатываемых залежах по формам их нахождения. Решение этой задачи позволило бы более обоснованно выбрать методы увеличения нефтеотдачи в конкретных геолого-физических условиях. [c.26]

    Используя распределение проницаемости пласта как случайной величины, М. М. Саттаров рассчитал коэффициенты охвата пласта воздействием для различных значений обводненности добываемой жидкости. Показано, что для средних условий вытеснения можно получить увеличение коэффициента охвата на 30%, а коэффициента нефтеотдачи пласта до 20%. Примерно такие же результаты в приросте нефтеотдачи получены в исследованиях, выполненных в Гипровостокнефти [c.49]

    Итак, при промысловых опытах по изливу нагнетательных скважин установлено, что при закачке водных растворов ПАВ происходит интенсивный массообмен между закачиваемыми растворами ПАВ и пластовой системой вблизи скважины. Это, по-видимому, связано с большими значениями адсорбции ПАВ на породе, агрегированием молекул ПАВ с потерей их подвижности, физико-химическим и бактериологическим разрушением ПАВ в пластовых условиях. Отсюда следует, что повышение эффективности применения ПАВ для увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи пластов возможно лишь путем комплексного всестороннего изучения вза- [c.84]

    При разработке и внедрении новых технологий увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи пластов технологическую эффективность их оценивают на различных этапах. На первом этапе в качестве основного показателя эффективности нового метода принимают прирост коэффициента вытеснения нефти по сравнению с вытеснением закачиваемой водой, применяемой в системе воздействия на залежь. Кроме того, экспериментальные исследования позволяют приближенно оценить влияние на прирост коэффициента вытеснения таких факторов, как состав композиционных систем, концентрации используемых реагентов в водных растворах, размеры оторочек закачиваемых растворов химреагентов или композиций. В лабораторных опытах представляется возможным определить и удельный расход химических реагентов на единицу объема дополнительно вытесненной нефти. [c.195]

    В результате наложения всех этих факторов не всегда удается оценить степень достоверности полученных данных о приросте коэффициента нефтеотдачи пластов от применения новых МУН. [c.197]

    В дальнейшем по мере снижения темпа роста обводнения продукции скважин наблюдается уменьшение степени отличия обводненности добываемой жидкости при одинаковом значении текущего коэффициента нефтеотдачи пласта. Но [c.358]

    Все шире применяются малоглинистые и безглинистые полимерные буровые растворы. Разрабатываются средства и технология бурения скважин в условиях равновесия давлений в системе скважина - пласт. Сохранение естественной проницаемости призабойной зоны пласта при его вскрытии с противодавлением обеспечивают буровые растворы на углеводородной основе (РУО), например, известково-битумные растворы и обращенные эмульсии. Применение таких растворов в процессе вскрытия продуктивных пластов показало, что начальные дебиты скважин возрастают в 2-6 раз. При этом увеличение текущей добычи нефти способствует и повышению коэффициента нефтеотдачи пластов. Использование РУО при разбуривании особо осложненных разрезов, представленных чередованием отложений солей и терригенных пород, позволило не только предотвращать осложнения, но и повысить показатели работы долот как по проходке за рейс, так и по механической скорости проходки. [c.190]

    Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной. [c.186]

    Мирзаджанзаде с сотр. [78] на основании статистического анализа многих нефтей показал, что более низкий коэффициент нефтеотдачи характернее для залежей аномальных нефтей, чем для нефтей, не обладающих такими свойствами. Результаты исследова)гня нефтн Западной Сибири [99] подтвердили этот вывод н показали, что при добыче ее из многопластовых нефтеносных горизонтов сложные структурные единицы асфальтенов могут осаждаться на поверхности подземных пород, что приводит к снижению коэффициента нефтеотдачи пласта, в особенности если пефти асфальто- [c.48]

    Рис, 42 Завижмос7ь суммарного водного фактора от коэффициента нефтеотдачи пласта  [c.139]

    Фильтрационные и нефтевытесняющие свойства вод различных типов исследованы многими авторами [155, 156, 157, 158, 159 и др.]. Исследованиями институтов ВНИИнефть, БашНИПИнефть, ТатНИПИнефть, Гипровостокнефть, ВНИИСПТ-нефть и других установлено, что сточные воды некоторых промышленных предприятий обладают более высокой фильтрационной и нефтевытесняющей способностью по сравнению с пресными водами из-за присутствия в них различных химреагентов, влияющих на характер смачиваемости поверхности пород водой или нефтью и на разбухаемость глинистых составляющих. Кроме того, некоторые сточные воды могут обладать повышенной вязкостью по сравнению с пресными и тем самым обеспечить лучший охват неоднородного пласта воздействием. Это способствует уменьшению объема попутно добываемой воды, увеличению конечного коэффициента нефтеотдачи пласта. [c.340]

    На рис. 9.5 приведены графики изменения обводненности п в добываемой продукции скважин в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи пласта. Несмотря на идеп- [c.357]

    Увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов за счет увеличения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пласта заводнением, которые приняты для ДСМ А/ выт = 2,8 %, Кохл = 3,5 % (по результатам лабораторных исследований). [c.168]

    На первом этапе следует определить поглощающую способность коллектора ПЗП, т.е. снять профиль приемистости скважины по всей перфорированной толщине пласта. В качестве закачиваемой жидкости следует использовать товарную нефть. Построение профиля приемистости позволит определить наличие и число наиболее проницаемых участков пласта. Эти участки необходимо будет заполнить наиболее вязкой ОКЭ. Для остальной части пласта эмульсия должна иметь вязкость в 2-3 раза ниже. При таком подходе продавить ОКЭ на заданную толщину можно равномерно, как в высоко-, так и низкопрони-цаемые участки пласта. Радиус проникновения ОКЭ теоретически не ограничен, а практически будет зависеть от давления продавки. Если ОКЭ продавливать при условии защиты обсадной колонны пакером, то давление продавки может быть доведено дс давления гидроразрыва. В этих условиях может быть закачано большое количество ОКЭ, и, следовательно, достигнут значительный радиус ее распространения. Если же ОКЭ закачивали без пакера, то радиус проникновения ОКЭ будет зависеть от приемистости пласта при давлении, допустимом для обсадной колонны. При повторных глубоких обработках пласта глубина проникновения ОКЭ будет увеличиваться. Глубокие обработки позволят не только интенсифицировать добычу нефти, но и увеличить коэффициент нефтеотдачи пласта. [c.212]

    В нефтедобывающей промышленности важной пробле. юй является увеличение коэффициента нефтеотдачи пласта. В США он составляет в настоящее время около 0,33, т. е. /о нефти, содержащейся в пласте, остается неизвлечен-нoй  [c.148]

    При изучении процессов извлечения нефти из пласта исходят из того, что нефть рассматривают как некое физическое тело с усредненными параметрами, взаимодействующее с породой. И именно хороктеристики породы определяют коэффициент нефтеотдачи пласта. На первый взгляд это вполне очевидно порода имеет постоянные характеристики проницаемость, пористость. [c.50]

    Различают следующие виды режимов эксплуатации залежей одо-напорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный. Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет напора краевых и подошвенных пластовых вод. Причем в процессе эксплуатации залежи количество воды в пласте непрерывно пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. При этом режиме эксплуатации вода вытесняет нефть из капилляров пласта. При жестком водонапорном режиме эксплуатации достигается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пласта — 0,5—0,8. Коэффициент нефтеотдачи пласта характеризует полноту извлечения нефти из залежи и представ-, ляет собой отношение объема извлеченной из залежи нефти к ее первоначальному объему в пластах алежи. Чем больше коэффициент нефтеотдачи, тем выше эффективность разработки нефтяного месторождения. Упругий водонапорный режим эксплуатации орнован на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии. При отборе жидкости (нефти) из пласта происходит упругое расширение как горных пород, так и самой жидкости, что и приводит к ее перемещению по капиллярам пласта к забою скважины. Хотя упругие расширения горных пород и жидкости, отнесенные к единице их объема, незначительны, но, учитывая громадные объемы горных пород и жидкости, их упругая энергия достигает значительных величин. При упругом водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи пласта примерно одинаков с жестким водонапорным режимом. [c.53]

    Водные растворы полимеров находят широкое применение при бурении скважин и добыче нефти. Их используют в качестве загустителей в системе ППД в целях увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта, как селективный изоляционный материал для временной изоляции пластовых вод, как буферную жидкость при глушении скважин, при создании гелевых пробок для очистки трубопроводов [1 и 2]. Описан также опыт применения их в качестве ингибиторов па-рафиноотложений в нефтях [2-5]. [c.67]

    Успешное использование горизонтальных скважин определяется экономической эффективностью этого метода добычи и обусловливается правильным выбором объекта и всесторонним изучением геолого-физических свойств пласта. Значительный экономический эффект от применения горизонтальных скважин достигается за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов, повышения степени вскрытия плаЬта и сокращения сроков разработки, разработки сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми и неоднородными коллекторами и трудноизвлекаемыми запасами, увеличения приемистости нагнетательных скважин, повышения эффективности разработки нефтегазовых и водоплавающих залежей за счет снижения депрессии на пласт, сокращения числа скважин и объемов капитальных вложений в разработку нефтяных и газовых месторождений. [c.184]

chem21.info