Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Обводненность нефти это отношение


Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения

Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода) (Функция Баклея-Леверетта)ьк1,к2-относительные фазовые проницаемости, σ-насыщенность

Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; в зависимости от созревания пласта. Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

Обводненность продукции В - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

Характер изменения показателя В зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях μ0 :

μ0 = μн /μв , (1.20)

где μн и μв — динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение μ0 между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.

 

 

Билет№ 4.

Схема однотрубной системы сбора нефти

 

Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды

Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды.

Конусообразование происходит за счет подтягивая подошвенной воды к забоям добывающих скважин по мере ее эксплуатации. При повышение дебита скважины над предельным путем создания повышенной депрессии вероятность подтягивая конуса подошвенных под увеличивается.

С уменьшением вертикальной проницаемости kв или параметра анизотропии n Qпр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта.

Горные породы необходимо разделять по ориентированности изменения их характеристик в пространстве. С этой позиции выделяют изотропные и анизотропные тела. Изотропия - это независимость изменения физических параметров от направления, анизотропия - это различные изменения по отдельным направлениямОднородный изотропный пласт – равенство проницаемости по трем взаимно перпендикулярным направлениям: Кх=Ку=Кz. Для однородного анизотропного Кх=Ку=Кг; Кz=Кв не равно Кг.

χ*=√(Кг\Кв) – коэффициент анизотропии.

 

Билет №5

Причины снижения загрузки погружного электродвигателя УЭЦН

Погружной ЭЦН чувствителен к наличию в откачиваемой ж-ти свободного газа. В зависимости от свободного газа фактические хар-ки ЭЦН деформируются. При определенном газосодержании происходит срыв подачи. Выделяют 3 обл работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь.

В 1-ой области – характеризуется небольшим содержанием свободного газа фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, откачивающего газожидкостную смесь с небольшим содержанием газа называют оптимальным.

2-ая область УЭЦН- характеризуется увеличением количества газа на приеме насоса. В следствии чего фактич. х-ки отклоняются от стендовых, но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Это давление называется допустимым.

3-я область – хар-ся значительным содерж. газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса, вплоть до срыва подачи. Давление соотв-щее этой области называют предельным.

Значения данных давлений могут быть рассчитаны по эмпирическим зависимостям от обводненности продукции скв., давления насыщения, вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре и вязкости нефти в пластовых условиях.

b<,6 то Ропт=Рнас (0,325-0,316b)• mнд/mпл,

где b- обводненность, mнд-вязкость дегазир. нефти, mпл-в-ть в пласт. усл.

b>0,6, то Ропт= Рнас (6,97b-4,5b2-2,43) •mнд/mпл ,

b<,6, то Рдоп=Рнас (0,128-0,18b)• mнд/mпл,

b>0,6, то Рдоп=Рнас (2,62b-1,75b2-0,85) • mнд/mпл,

<b<1 , то Рдоп=Рнас (0,125-0,115b)• mнд/mпл,

т. к. вязкость дегазированной нефти mнд дается при t=20ºC, а при её вычислении она должна быть при пластовой t.

 

Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями

Билет №6

megaobuchalka.ru

Водонефтяной фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Водонефтяной фактор

Cтраница 2

Из уравнения регрессии для водонефтяного фактора можно сделать следующий вывод: с увеличением удельных запасов на скважину, жесткости системы заводнения, числа прокачанных поровых объемов значение ВНФ уменьшается, а с увеличением значений коэффициентов проницаемости, песчанистости, максимального темпа отбора от НИЗ - увеличивается.  [16]

Построенные геолого-статистические модели зависимости водонефтяного фактора, обводненности, коэффициента использования извлекаемых запасов, коэффициентов текущей и конечной нефтеотдачи от геолого-технологических параметров позволяют прогнозировать эти величины по объектам, аналогичным исследованным как на стадии выхода их из разведки, так и в стадии активной разработки, а также решать ряд других задач, направленных на повышение эффективности процесса нефте-извлечения.  [17]

Чтобы показать возможное изменение водонефтяного фактора с распределением жидкостей, возьмем кривые соотношений проницаемости, приведенные на фиг. Они соответствуют приближенно отдельным кривым проницаемости на фиг. Тогда, используя кривые из фиг. Водонефтяной фактор быстро падает с нефтенасыщением, как это следует ожидать из кривых на фиг. Чувствительность водонефтяного фактора к нефтенасыщению аналогична поведению газового фактора для систем с течением газа и жидкости. В обоих случаях это явление возникает в результате быстрого роста проницаемости для несмачивающей фазы3, когда насыщение последней возрастает за пределы равновесного значения и связанного с этим падения проницаемости для смачивающей фазы.  [18]

Расчетные кривые; изменения водонефтяного фактора в зависимости от суммарной нефтеотдачи для скважин, вскрывших нефтяной пласт, но не углубившихся в него, v и работающих под напором подошвенной воды.  [19]

В настоящей работе под водонефтяным фактором понимается отношение накопленных на любую дату отборов воды я нефти на поверхности. При разработке залежей изменение этого показателя находится в соответствии с динамикой обводнения добываемой продукции и темпов отбора жидкости.  [20]

Значимыми связями между текущими значениями водонефтяного фактора и геологическими параметрами характеризуются цн, рн, т, Мт, Mft, oh, Я неод и Звнз - Наибольшая теснота связи отмечается между ВИЗ и стандартным отклонением толщины пропластка.  [21]

В табл. 35 приведены значения водонефтяных факторов, достигнутые в конце основного периода разработки залежей, я текущие.  [22]

График построен для следующих условий: водонефтяной фактор -, 18 4 м3 / м3, дебит нефти - 3 3 м3 / сутки; дебит воды - 61 м3 / сутки.  [24]

Полученные геолого-статистические зависимости текущей нефтеотдачи и водонефтяного фактора относятся к различным видам рекомендованных моделей, имеют хорошие статистические характеристики и практическое значение.  [25]

Суммарная добыча нефти к моменту установления постоянного водонефтяного фактора в отдельных системах не различается так сильно, как соответствующая добыча безводной нефти ( фиг.  [26]

В табл. 44 приводятся данные о водонефтяных факторах и приросте нефтеотдачи по тем залежам, обводненность продукции которых превзошла это значение.  [27]

По мере затопления зон с промежуточной проницаемостью водонефтяной фактор может так возрасти, что станет невыгодным продолжать добычу нефти из наиболее непроницаемых частей эксплуатационного объекта. Тогда суммарная добыча может - оказаться значительно ниже предполагаемой для идеальной единой зоны и однородного нефтяного коллектора.  [28]

К концу II стадии отмечается тенденция снижения водонефтяного фактора при росте среднего темпа отбора жидкости см. рис. 36), а к концу основного периода разработки ( т 0 6) более или менее определенных связей достигнутых значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора со средним темпом отбора жидкости не отмечается.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Водонефтяной фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Водонефтяной фактор

Cтраница 1

Водонефтяной фактор, м / т Суммарная закачка воды, % Всего скважин, ед.  [1]

Сопоставление водонефтяного фактора с величиной накопленной закачки воды показывает, что при высоких значениях величин CR и фнагн.  [3]

Изменение водонефтяного фактора по каждой из площадей имеет свои особенности, но в общем отражает ту же тенденцию. По всем площадям после повышения давления нагнетания в указанном диапазоне рост обводнения замедляется в той или иной степени, а по некоторым площадям ( Павловская, Зеленогорская) водо-нефтяной фактор даже стабилизировался.  [4]

Величина водонефтяного фактора при tl равняется, очевидно, нулю.  [5]

После прорыва водонефтяной фактор непрерывно увеличивается ( поэтому нужно нагнетать больше воды) и больше воды добывается для каждого дополнительного объема извлекаемой нефти. Когда водонефтяной фактор настолько высок, что заводнение становится не экономичным, система находится при практическом или экономическом ОНИ.  [6]

Точное значение водонефтяного фактора при забрасывании месторождения является переменной, зависящей от местных экономических факторов, так как стоимость откачки воды и ее удаления с промысловой площади, коррозионные свойства воды, общие эксплуатационные и накладные расходы могут вызвать забрасывание скважины вскоре после первого появления в ней воды. Но в ряде случаев нефтедобыча может оставаться про-мышлешо выгодной, пока в общем дебите не будет получено 99 % воды.  [7]

Зависимость нарастающего водонефтяного фактора от текущей нефтеотдачи ( рис. 3) показывает, что для достижения одной и той же нефтеотдачи раствора ПАВ надо прокачать в два раза меньше, чем обычной воды. Все это говорит о более эффективном процессе вытеснения нефти водным раствором ПАВ по сравнению с водой.  [9]

Точное значение водонефтяного фактора при забрасывании месторождения является переменной, зависящей от местных экономических факторов, так как стоимость откачки воды и ее удаления с промысловой площади, коррозионные свойства воды, общие эксплуатационные и накладные расходы могут вызвать забрасывание скважины вскоре после первого появления в ней воды. Но в ряде случаев нефтедобыча может оставаться про-мышленно выгодной, пока в общем дебите не будет получено 99 % воды.  [10]

Расчетные кривые изменения водонефтяного фактора в зависимости от суммарной нефтеотдачи для скважин, вскрывших нефтяной пласт, но не углубившихся в него, и работающих под напором подошвенной воды.  [11]

На основании изменения водонефтяного фактора по залежам с низкой вязкостью нефти можно сделать заключение о том, что, несмотря на имеющееся различие в системах воздействия на пласт, залежи разрабатываются при сравнительно небольших отборах воды. Текущий водонефтяной фактор не превышает 1 5 при отборе 90 - 98 % извлекаемых запасов. Четко видно, что взаимное расположение кривых не зависит от системы воздействия на пласты.  [12]

Однако вскоре увеличение водонефтяного фактора практически прекратилось и возобновилось лишь после отбора 65 % извлекаемых запасов. В результате кривая на рис. 45 переместилась на одно из наиболее повышенных мест, занимаемых кривыми, соответствующими залежам с наилучшей геолого-физической характеристикой. В значительной мере это обусловлено, как уже отмечалось, ранним для такого типа залежей отключением обводняющихся скважин и отдельных интервалов продуктивного разреза. Вместе с тем, достижение по этой залежи текущей нефтеотдачи 53 9 % и использование извлекаемых запасов на 89 % при низком водо-нефтяном факторе ( 0 4) дают основание считать, что относительные показатели разработки этой залежи и конфигурация кривой ВНФ существенно искажены заниженностью запасов - извлекаемых и особенно геологических.  [13]

Сравнение кривых динамики водонефтяного фактора по мере ртбора извлекаемых запасов из залежей платформенного типа с маловязкими нефтями ( соотношение вязкости нефти и воды - 0 8 - 2 9), разрабатываемых в условиях природного водонапорного режима и различных видов заводнения, в целом показывает на близкий характер этих кривых. Малозаметную разницу в обводнении продукции при водонапорном режиме, законтурном заводнении и внутриконтурном разрезании следует объяснять геологическими условиями, которые предопределяют выбор системы разработки, а также уровнем работ по регулированию разработки.  [14]

Чтобы показать возможное изменение водонефтяного фактора с распределением жидкостей, возьмем кривые соотношений проницаемости, приведенные на фиг. Они соответствуют приближенно отдельным кривым проницаемости на фиг. Тогда, используя кривые из фиг. Водонефтяной фактор быстро падает с нефтенасыщением, как это следует ожидать из кривых на фиг. Чувствительность водонефтяного фактора к нефтенасыщению аналогична поведению газового фактора для систем с течением газа и жидкости. В обоих случаях это явление возникает в результате быстрого роста проницаемости для несмачивающей фазы3, когда насыщение последней возрастает за пределы равновесного значения и связанного с этим падения проницаемости для смачивающей фазы.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Коэффициент - нефтенасыщенность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Коэффициент - нефтенасыщенность

Cтраница 3

Приведенные данные свидетельствуют о том, что ПЗ с коэффициентом нефтенасыщенности 32 % и более может представлять интерес для эксплуатации с целью получения промышленных ( кондиционных) притоков нефти в водо-нефтяной продукции.  [31]

Недоучет этого обстоятельства ведет к завышению величины ( значения) коэффициента нефтенасыщенности.  [32]

Соотношения ( 20) и ( 21) могут быть использованы для определения коэффициента нефтенасыщенности в продуктивном пласте, а выражения ( 22) и ( 23) - пористости в водоносном пласте. Для этого необходимо в первом случае знать величины kn, Яв, Ян и Яск, во втором - Яв и Яск. Если kn может быть определено по результатам анализа керна или по материалам промыслово-геофизических исследований ( НГМ, электрометрия), а Яв и Ян в разрабатываемых пластах - по данным химического анализа проб жидкости, то величину Яск затруднительно определить экспериментально независимым способом.  [33]

По мере роста значения блоковой емкости ( рис. 41) отмечается некоторое уменьшение величины коэффициента нефтенасыщенности ППБ. Очевидно, это связано с наличием в высокопористых разностях туфов большого количества мелких полостей, удерживающих остаточную воду.  [35]

В глинистых песчаниках в фактическое значение амплитуды аномалии С / сп вводится также поправка на коэффициент нефтенасыщенности.  [36]

Чтобы оценить параметр а, необходимо иметь совокупность определенных по скважинам на разных высотах / коэффициенты нефтенасыщенности. Оценка а проводится по методу наименьших квадратов.  [37]

При подсчете балансовых запасов содержание нефти ниже ВНК, выделенного по критическому сопротивлению, не учитывается, а коэффициент нефтенасыщенности в части переходной зоны, расположенной. ВНК, принимается таким же, как и в предельно нефтенасыщенном коллекторе.  [38]

Среди геологических данных на степень изменения обводненности после воздействия наибольшее влияние оказывают коэффициент песчанистости, общая толщина пласта, коэффициент нефтенасыщенности. Значительное влияние на вариацию обводненности оказывает доля отобранной нефти от извлекаемых запасов, которая соотносится с обводненностью продукции. С увеличением значений коэффициента извлечения нефти и вариации дебита до закачки биореагента дополнительная добыча нефти снижается.  [39]

По результатам исследований методами СНГК-Ш и ГК дана литологическая характеристика пород, определена связанная вода и остаточная вода, коэффициент нефтенасыщенности. Перед входом в НКТ по данным СНГК-Ш выделяется газовый пузырь.  [41]

Анализ полученных зависимостей показывает, что для микробиологического воздействия относительная эффективность увеличивается с увеличением коэффициента песчанистости, общей толщины пласта, коэффициента нефтенасыщенности. Большое влияние на относительный эффект оказывает доля отобранной нефти от извлекаемых запасов по участку. Уменьшение значения относительного эффекта связано со степенью рассеянности обводненности и дебита нефти до комплексного биовоздействия и так же с увеличением коэффициента извлечения нефти по скважине. Последние два фактора аналогичное влияние оказывают на абсолютный прирост добычи нефти. На относительный эффект в незначительной степени может оказывать влияние расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами.  [42]

Анализ полученных геолого-статистических зависимостей показывает, что для микробиологического воздействия относительная эффективность увеличивается с увеличением коэффициента песчанистости, общей толщины пласта, коэффициента нефтенасыщенности. Большое влияние на относительный эффект оказывает доля отобранной нефти от извлекаемых запасов по участку. Уменьшение значения относительного эффекта связано с вариацией обводненности и дебита нефти до комплексного биовоздействия, а также с увеличением текущего коэффициента извлечения нефти.  [43]

В условиях переменной минерализации закачиваемых вод и значительного их опреснения по отношению к пластовой воде количественная обработка данных электрометрии значительно затрудняется, ошибки в определении коэффициента нефтенасыщенности резко возрастают. Возникают также большие трудности и при выделении заводненной толщины. Достоверность интерпретации результатов электрометрии может быть существенно повышена, если обеспечить возможность при постоянстве коллекторских свойств прослеживать во времени изменение электрических характеристик пласта с начала его заводнения и в последующий период прохождения фронта закачиваемых вод. Это требование выполнимо при проведении периодических электрометрических измерений в одной и той же скважине.  [44]

Отношение объема содержащейся в породе воды к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности, точно так же как отношение объема содержащейся в породе нефти к общему объему пор породы называется коэффициентом нефтенасыщенности. Коэффициент водонасыщенности может колебаться от 6 - 8 % для крупнозернистых песков и песчаников до 30 - 40 % для мелкозернистых пород.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Изменение - обводненность - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Изменение - обводненность

Cтраница 1

Изменение обводненности для данной группы объектов может характеризоваться изменением как геологических, так и технологических признаков. Каждая независимая переменная в уравнении регрессии имеет относительно высокую степень влияния, поскольку значения коэффициентов регрессии сравнительно высокие.  [1]

Характер изменения обводненности продукции показывает реакцию скважины на увеличение отбора жидкости. Очевидно, выявление законе - мерностей проявления этой реакции должно быть предметом исследований при создании методики выбора скважин для перевода на форсированный отбор жидкости.  [2]

График изменения обводненности добываемой жидкости, построенный в зависимости от текущей нефтеотдачи пласта ( рис. 8.5), также имеет ряд особенностей. В настоящее время разработка пласта должна сопровождаться интенсивным ростом обводненности продукции скважин. Как видно из рис. 8.5, в течение последних лет наоборот наблюдается снижение обводненности добываемой жидкости.  [3]

Резкие же изменения обводненности продукции по скважинам третьей группы, по всей вероятности, обусловлены своеобразием сочетания геологических, технических и технологических обстоятельств во времени.  [5]

По характеру изменения обводненности продукции после изменения режима скважины, как правило, подразделяются на четыре группы ( ом.  [6]

Выявленные закономерности изменения обводненности добычи нефти показывают необходимость использования этого показателя для перспективного и текущего планирования добычи нефти в масштабе нефтегазодобывающего предприятия и объединения.  [7]

Анализ характера изменения обводненности добываемой жидкости на опытных объектах показал, что по значительной части скважин обнаруживается существенное снижение обводненности добываемой жидкости. Это обстоятельство является важным доказательством улучшения выработанности запасов нефти за счет более полного вытеснения нефти из пористой среды и увеличения охвата пласта воздействием. Установлены зависимости в характере изменения обводненности. На малообводненных скважинах, в продукции которых содержание воды не превышает 15 %, в течение всего промыслового эксперимента ( более 7 лет) обводненность практически не меняется и находится на уровне, соответствующем значениям на начало эксперимента. При начальной обводненности от 15 - 20 % до 60 - 70 %, как правило, происходит снижение обводненности в течение 6 - 7 лет. На скважинах с начальным содержанием воды в продукции более 70 % наблюдается снижение темпа роста обводненности в течение всего анализируемого периода.  [8]

Для общей характеристики изменения обводненности по жидкости по всему фонду добывающих скважин опытных участков были рассчитаны доли скважин, обводненность продукции которых в годы эксперимента остаются не выше начальной перед экспериментом. Результаты определений приведены в табл. 4.23. Из ее данных видно, что значительная часть скважин сохраняет обводненность продукции ниже начального значения.  [9]

Большой интерес представляет анализ изменения обводненности добывающих скважин в период проведения эксперимента. Реакция добывающих скважин на изменение направлений фильтрационных потоков жидкости отмечается практически на всех участках залежи в течение нескольких месяцев снижением или увеличением содержания воды в добываемой продукции.  [11]

На рис. 9 было представлено изменение обводненности продукции от давления нагнетания скв.  [12]

Данная методика расчета не учитывает изменения обводненности продукции скважин и коэффициента охвата т) 0хв, которое происходит вследствие влияния ПАВ на реологические свойства нефти. Расчеты показывают, что активное диффундирование ПАВ из водного раствора в нефть улучшает показатели разработки.  [13]

Этот факт, а также изменение обводненности продукции скважин, плотности и химического состава попутно добываемой воды подтверждают механизм действия разработанной технологии, связанный с перераспределением фильтрационных потоков.  [14]

Данная методика расчета не учитывает изменения обводненности продукции скважин и коэффициента охвата т) 0хв, которое происходит вследствие, влияния ПАВ на реологические свойства нефти. Расчеты показывают, что активное диффундирование ПАВ из водного раствора в нефть улучшает показатели разработки.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru