Добыча нефти и газа. Скорость добычи нефти


Физические основы добычи нефти

УДК 622.276.32 (075.80)

ББК 33.361

 

 

ISBN 5-94211-211-8 Ó Санкт-Петербургский горный институт им. Г.В.Плеханова, 2003 г.

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Проблема полноты выработки открытых запасов углеводородного сырья остается одной из наиболее актуальных во всех нефтегазодобывающих странах мира, в том числе и в России.

Последние три десятилетия характеризуются направленным ухудшением качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности России вследствие значительной выработки высокопродуктивных месторождений, находящихся в заключительной стадии разработки с высокой степенью обводненности нефтяного пласта, а также вовлечения в эксплуатацию открытых месторождений с так называемыми трудноизвлекаемыми запасами (ТИЗ). По состоянию на 2001 г более 69 % отечественных запасов нефти приурочено к коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами, причем их доля в балансе разведанных запасов постоянно растет. Первостепенное значение поэтому приобретает довыработка запасов месторождений с высокой обводненностью, вступивших в позднюю стадию разработки, в которых сосредоточены миллиарды тонн остаточных запасов нефти.

Проблема полноты извлечения нефти из недр ставится в качестве одной из первоочередных задач повышения рентабельности разработки и рационального использования природных ресурсов нефтяных месторождений, особенно с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Снижение доли безвозвратных потерь в залежах особенно актуально на истощенных, находящихся длительное время в эксплуатации месторождениях. Поиск и реализация новых методов повышения нефтеотдачи пластов является одним из важнейших направлений развития нефтедобывающей отрасли. Для обозначения всего комплекса технологий, используемых для увеличения нефтеотдачи из пластов сверх той, которая соответствует отбору нефти только в режиме на истощение, в последние годы применяют единый термин – метод повышения нефтеотдачи (EOR – enhanced oil recovery). Лучшим методом можно признать тот, который обеспечивает наиболее полное использование всех природных и искусственно вводимых в пласт энергетических и других ресурсов, включая физико-химические возможности технологических процессов, материальные и людские затраты.

Решение важнейшей проблемы повышения эффективности разработки вновь вводимых и доразработки длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений возможно только при широком промышленном использовании искусственных методов управления процессами воздействия на природные залежи углеводородов.

 

 

Физические основы добычи нефти

 

Практически каждая нефтяная залежь обладает запасами природной пластовой энергии. Источником пластовой энергии являются энергия напора (положения) пластовой (контурной, подошвенной) воды и нефти; энергия упругой деформации жидкости (воды и нефти) и скелета породы и энергия расширения растворенного в нефти газа.

Пластовая энергия в процессе искусственного снижения пластового давления (депрессии) расходуется на преодоление сил вязкого трения при движении жидкости в пласте, гравитационных и капиллярных сил сопротивления. Нефть и газ могут перемещаться в пласте в результате проявления как одного, так и нескольких видов пластовой энергии одновременно. Движение нефти в пласте может осуществляться и за счет искусственной энергии нагнетаемой в пласт воды, газа и различных растворов при создании определенной репрессии – разности давления между нагнетаемым флюидом и пластовым.

Вследствие сложности процессов в пласте, отражающих как физико-химические, техногенные и гидродинамические факторы, так и напряженно-деформированное состояние коллектора, распространение получили комплексные методы воздействия на пласт.

Физическая сущность технологий повышения нефтеотдачи пластов базируется на основе следующих принципиальных направлений воздействия:

· восполнение природной пластовой энергии, снижение вязкости флюидов и гидродинамических сопротивлений их течения;

· управление и регулирование направления фильтрационных потоков.

При плоскорадиальном ламинарном течении приток однофазной жидкости в скважину описывается уравнением Дюпюи

,

где h – мощность пласта; k – проницаемость пласта; m – динамическая вязкость жидкости; Rк – радиус контура питания; rпр – приведенный радиус контура; рпл и рз – пластовое и забойное давление соответственно.

Анализ уравнения показывает, что повышение или поддержание пластового давления (восполнение пластовой энергии), снижение динамической вязкости жидкости и фильтрационных сопротивлений (повышение проницаемости) является необходимым условием интенификации разработки нефтяных месторождений.

Забойное давление также является функцией управления притоком жидкости, но оно оказывает влияние, в основном, на реакции призабойной зоны.

Основой проектирования процессов повышения нефтеотдачи пластов является анализ факторов и механизма взаимодействия природных и техногенных явлений, влияющих на полноту извлечения нефти из коллекторов.

 

 

Факторы, влияющие на нефтеотдачу

Коллекторов

 

К основным факторам, осложняющим разработку залежей и снижающих нефтеотдачу, относят следующие:

· неоднородность фильтрационно-емкостных свойств залежи;

· литологию, гранулометрический состав слагающих пород;

· соотношение фильтрующихся в пласте фаз;

· гравитационное разделение фаз.

Неоднородные пласты во многих случаях могут существенно отличаться по продуктивности, обводненности и плотности нефтеносности. В неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, трудно обеспечить охват воздействием вследствие того, что в активную разработку будут включаться только высокопроницаемые слои. Неоднородность пласта по проницаемости при вытеснении нефти водой приводит к образованию так называемых языков обводенности, которые, обходя участки пласта с низкой проницаемостью, оставляют за собой зоны с нефтенасыщенностью, существенно выше остаточной.

Породы-коллекторы содержат от 1 до 10 % глинистых минералов. В плотных породах глины часто являются цементирующим веществом и могут покрывать стенки пор.

При контакте с водой, минерализация которой отличается от пластовой, вследствие гидратации глинистых минералов их объем может увеличиваться в 8-10 раз по сравнению с первоначальным, что приводит к блокированию ранее проницаемых каналов. Одновременно с набуханием происходит и диспергирование глинистых минералов на одно- или многокристаллические частицы. Дисперсные частицы могут перемещаться с жидкостью, пока не встретят поры с меньшими размерами, где они осаждаются, блокируя поровые каналы и создавая так называемый клапанный эффект.

При извлечении нефти в пластовых условиях проявляются силы, оказывающие потоку сопротивление (силы трения). Как правило, они пропорциональны скорости движения. Силы трения возрастают при увеличении вязкости нефти, которая в пластовых условиях повышается в процессе разработки по мере падения пластового давления вследствие того, что из нее выделяется растворенный газ.

Одна из основных причин неполного извлечения нефти из недр – действие капиллярных сил на контакте нефть – вытесняющая жидкость. В гидрофобной породе капиллярные силы препятствуют продвижению мениска, поэтому контакт нефть – вода более подвижен в порах большого диаметра, при этом нефть защемляется в порах малого диаметра. В гидрофильной породе наблюдается обратное явление: за счет капиллярных сил контакт нефть – вода с большей скоростью перемещается в порах малого диаметра, а нефть защемляется в крупных порах.

Различное фазовое состояние флюидов в пласте также влияет на полноту извлечения нефти из недр. Известно, что если пористая среда насыщена двумя несмешивающимися жидкостям, то при предельной остаточной насыщенности одной из них ее фазовая проницаемость равна нулю. Это объясняется тем, что остаточная жидкость разбивается в поровых каналах на отдельные капли, которые в равновесных условиях изолированы и неподвижны. Объемное содержание остаточной жидкости в порах может быть довольно высоким. Это явление определяет остаточную нефтенасыщенность обводненных пластов. На величину и структуру остаточной нефти влияют рост содержания полимерных компонентов (смол и асфальтенов), снижение газосодержания, повышение вязкости нефти, которые в общей сложности приводят к увеличению степени гидрофобизации поверхности горной породы и доли пленочной нефти, а также изменению структурно-механических свойств нефти в сторону упрочнения.

До начала разработки газ, нефть и пластовая вода находятся в статическом равновесии и распределены в соответствии с их плотностью. В процессе добычи это равновесие нарушается из-за создания градиента давления, особенно высокого в призабойной зоне добывающих скважин. При превышении градиентом давления определенного уровня может наступить прорыв воды в скважину, что способствует образованию конуса и перекрытию зон фильтрации нефти к скважине, так как вода подвижнее нефти. Конусообразование приводит к большим потерям в недрах извлекаемых запасов.

 

 

На приток нефти

 

Промышленное освоение нефтяных месторождений берет начало со скважины, сооруженной Эдвином Дрейком в 1859 г. в Пенсильвании (США). И по сей день скважина является основным сооружением гидродинамической связи, доступным для исследования характеристик флюидов, параметров пласта, и служит для извлечения нефти из недр на дневную поверхность.

При плоскорадиальной фильтрации жидкости в продуктивном пласте по мере приближения к скважине поверхность фильтрации уменьшается, а скорость возрастает, вследствие чего увеличивается фильтрационное сопротивление. Фильтрационное сопротивление, существенно снижающее приток, обусловливается несовершенством скважин по характеру и степени вскрытия пласта. Известно, что скважина гидродинамически совершенна, если вскрыт пласт полностью и ствол скважины обнажен для притока жидкости по всей его поверхности. В нефтепромысловой практике это достигается редко, в основном, в плотных трещинно-карбонатных коллекторах. Как правило, продуктивный пласт перекрывают фильтром или эксплуатационной колонной с последующей перфорацией. В гидродинамически несовершенных скважинах создаются дополнительные фильтрационные сопротивления. Дебиты скважин в этом случае зависят еще и от способа создания перфорационных каналов.

В течение всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию скважин и до стадии истощения возможно нарушение по тем или иным причинам гидродинамической связи пласта со скважиной, что уменьшает не только продуктивность, но и нефтеотдачу пласта.

В процессе строительства и эксплуатации скважин в нефтяном пласте, прилегающем непосредственно к скважине, формируется призабойная зона пласта (ПЗП) с измененными (ухудшенными) фильтрационными свойствами. В этой зоне теряется значительная часть энергии фильтрующихся флюидов. К сожалению, избежать ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП в процессе вскрытия залежи широко распространенными методами бурения при компрессионной системе гидродинамического давления промывочная жидкость – продуктивный пласт невозможно. Фильтрация промывочной жидкости в пласт сопровождается физико-химическим и термохимическими процессами. Фильтраты промывочных растворов вытесняют нефть и газ, первоначально находившиеся в околоскважинной области. При внедрении фильтрата промывочной жидкости уменьшается действие поверхностных сил, что способствует перемещению частиц твердой фазы. При высоких скоростях проникновения фильтрата в пласт градиенты значительны и интенсивность поступления мельчайших частиц в поры возрастает. Взаимодействуя друг с другом и со скелетом породы, частицы могут застревать в местах сужения и пережимов пор. Ухудшение проницаемости пород во время бурения может привести к полной изоляции скважины от пласта. Поэтому нередки случаи, когда приток нефти отсутствует даже в коллекторах с достаточно хорошими фильтрационными свойствами. Радикально изменить ситуацию можно только отказавшись от традиционной технологии бурения.

На этапе вскрытия пласта перфорацией его фильтрационные свойства в области, прилегающей к перфорационному каналу, также изменяются, особенно если вскрытие производят при репрессии на пласт. Закупорка капиллярных каналов, составляющих поровое пространство пласта, наиболее интенсивна, если порода гидрофобна, а радиус глобул воды превышает радиус капилляра (эффект Жаменя).

При освоении скважин в процессе вызова притока развивается процесс вытеснения нефтью фильтрата из ПЗП. В низкопроницаемых коллекторах вытеснение фильтрата и прорыв нефти происходит по наиболее крупным порам, при этом часть фильтрата блокируется в других зонах его проникновения. В высокопроницаемых коллекторах часть крупных каналов и пор могут блокироваться еще на стадии бурения и перфорации. При обратном вытеснении нефть притекает в скважину по мелким и средним порам, а более крупные поры остаются блокированными фильтратом.

При эксплуатации скважин начинают действовать факторы, ухудшающие фильтрационные характеристики ПЗП. Их можно разделить на три категории: гидромеханические, термохимические (структурно-реологические) и биологические.

К первой категории относятся механизмы взаимодействия нефти с пластовой водой. При эксплуатации в добывающую скважину притекает пластовая вода, из которой в депрессионной зоне может выделяться часть растворенных солей. Эти соли отлагаются в порах, уменьшая их проходимость.

Диспергированные глинистые частицы привносятся в ПЗП флюидом по поровым каналам и по мере приближения к скважине их концентрация в жидкости возрастает. При превышении граничной концентрации глинистых частиц жидкость приобретает структуру коллоидно-дисперсных систем (КДС), состоящих из дисперсной среды (жидкости) и дисперсной фазы (коллоидных частиц). Образующиеся КДС обладают свойствами неньютоновских жидкостей со структурной вязкостью, которая в несколько раз превышает первоначальную вязкость дисперсной среды. Как правило, структурированная КДС образуется в зонах пониженной проницаемости, создавая дополнительные барьеры притоку флюидов в скважину. В ПЗП могут возникать участки с частично или полностью прекратившейся фильтрацией.

Термохимические механизмы ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП обусловлены физико-химическими свойствами нефти, пластовых вод, пород коллектора и граничных слоев. Они зависят как от геологических факторов, так и от чисто техногенных: изменения температуры и давления в пласте, химической активности растворов вытеснения и т.д.

Углеводороды состоят из фракций с различным молекулярно-массовым распределением, при котором молекулярная масса полимеров может достигать 5×104 и более. При уменьшении температуры наблюдается ряд фазовых переходов углеводородов, соответствующих конденсации отдельных фракций. Парафин и другие высокомолекулярные фракции конденсируются в виде игольчатых тел, напоминающих кристаллы, что приводит к образованию сетчатой структуры и изменению реологического поведения нефти, связанного с резким ростом вязкости. Свойства нефти начинают соответствовать реологической модели с большим временем сдвиговой релаксации. Течения таких сред не наблюдается, если создаваемые напряжения не превышают предельного напряжения сдвига. В случае, когда градиент пластовых давлений становится недостаточным для вытеснения нефти, поступление углеводородов из пласта в скважину прекращается.

Биологические механизмы ухудшения условий фильтрации нефти обусловлены развитием микрофлоры, питающейся нефтью, что приводит к сужению каналов. Видоизменение бактерий сырых нефтей успешно используется геохимиками для изучения происхождения нефти, ее перемещения и накопления.

Анализ причин и факторов, влияющих на полноту извлечения нефти из недр, позволил установить, что их основу составляют техногенные процессы. Поэтому выбор технологий с учетом конкретных геологических условий и физико-механических параметров пласта и пластовых флюидов, взаимодействия этих характеристик и техногенных процессов приобретают все большую актуальность при решении задачи повышения эффективности и полноты извлечения углеводородов из недр.

 

 

Технологические методы

Физические методы

 

Основу физических методов повышения продуктивности и приемистости скважин составляют воздействие на ПЗП физическими и тепловыми полями от различного вида источников и обработка растворителями.

 

 

Излучатели ЗАО ИНЕФ

Показатель ИНЕФ 1-37 ИНЕФ 1-44 ИНЕФ 1-100
Мощность, Вт
Масса, кг
Габариты, мм:      
диаметр
длина

 

По данным ЗАО ИНЕФ, удельная эффективность составляет от 500 до 5500 т на одну скважино-обработку, длительность эффекта меняется от 6 до 18 месяцев.

Виброволновое воздействие осуществляется посредством генерирования упругих колебаний скважинными (забойными) устройствами, создающими давление различной частоты и амплитуды за счет использования энергии жидкости или газа. Гидродинамические генераторы упругих колебаний (ГДГ) спускаются в скважину на НКТ, а напорно-расходные параметры жидкости задаются нефтепромысловыми насосными агрегатами. Скважинная обработка с использованием ГДГ технологически совмещается с промысловыми операциями подземного и капитального ремонта скважин (ПРС и КРС соответственно) и с другими операциями традиционных методов обработок ПЗП.

Эффективность обработки ПЗП воздействием упругих колебаний с применением ГДГ в значительной степени определяется параметрами колебательной энергии в системе скважина – пласт. Упругие колебания энергии наиболее эффективны при низкочастотном излучении вследствие низкого поглощения в породах и благоприятного соотношения колебательных смещений и ускорений. Рассчитывать основные параметры границ упругого низкочастотного колебательного поля можно по уравнению Био:

,

где m и r – соответственно вязкость и плотность флюида; m – пористость скелета породы; k – проницаемость скелета породы.

К настоящему времени известно несколько десятков конструкций гидродинамических скважинных генераторов колебаний давления, разработанных различными организациями.

В соответствии с принципиальной схемой скважинные генераторы гидравлических колебаний можно подразделить на пружинно-клапанные и роторные преобразователи. Общий недостаток генераторов клапанно-пружинного типа – низкая надежность работы из-за согласования жесткости пружины и массы клапана.

Более совершенны гидравлические генераторы колебаний на основе вихревых элементов. В конструкциях ГДГ с напорными вихревыми ступенями на основе центробежных форсунок при генерации колебаний можно достигать необходимых амплитудно-частотных характеристик, ограниченных только мощностью насосных агрегатов.

В зависимости от гидродинамических характеристик пласта и факторов, ухудшающих продуктивность скважин, в качестве рабочей жидкости при виброобработке ПЗП применяют нефть, пластовую воду, растворы кислот, растворы ПАВ, керосин, дизельное топливо и различные смеси этих жидкостей.

Наибольшая эффективность повышения гидропроводности ПЗП при виброволновом воздействии достигается при создании депрессии на пласт. Для создания долговременной депрессии при одновременной работе с гидродинамическими генераторами давления используются забойные струйные насосы.

Кавитационно-волновые методы возбуждения ударных импульсов и колебаний давления с широким диапазоном частот основываются на процессах кавитационных явлений при зарождении паровой (газовой) фазы и ее развитии в ПЗП. По происхождению кавитация может быть вихревой и перемещающейся. Она возникает в потоке при увеличении скорости струи, достаточной для разрыва сплошности (скорости). Условие возникновения паровой кавитации, без учета влияния растворенного газа, определяется параметром динамического подобия – числом кавитации

,

где р0 – давление в некоторой точке потока; рн – давление насыщения паров в пузыре; v0 – скорость потока при давлении р0; r – плотность жидкости.

Согласно уравнению, можно воспроизводить различные режимы течения жидкости в насадках, чтобы Кк принимало значения большие, меньшие и равные 1, т.е. создавать безкавитационные режимы и режимы с развитой кавитацией в определенных условиях.

В условиях ультразвукового поля кавитация возникает при энергии в десятки раз меньшей, чем необходимо для создания давления упругости насыщенных паров, но если давление в скважине равно или превышает критическое давление воды (ркр = 22,1 МПа), то спровоцировать паровую кавитацию жидкости без растворенного в ней газа невозможно.

Принципиальная схема пульсаторов для формирования паровой фазы в потоке газосодержащей жидкости и возбуждения ударных волн давления в ПЗП состоит из ряда элементов, способствующих турбулизации потоков, их закручиванию с последующим повышением скорости истечения из насадок. Пульсатор спускается в зону обработки скважины на НКТ, а рабочие жидкости (аэрированная вода, нефть, кислота) нагнетаются насосными установками. Для повышения эффективности обработки ПЗП работающий агрегат перемещается вдоль интервала перфорации с передачей вращения. Наибольшие импульсы давлений возникают при совпадении каналов насадок пульсатора с устьями перфорационных каналов.

Теория турбулентных струй, бьющих в тупик, позволяет оценить давление, развиваемое потоком для случая гидравлического удара. Давление гидравлического удара в канале может быть рассчитано по формуле Жуковского:

,

где с – скорость распространения ударной волны; v – начальная скорость истечения жидкости из насадки; r – плотность жидкости.

Скорость распространения ударной волны зависит от свойств жидкости, пористости среды и радиуса зоны вокруг перфорационного канала в породе:

,

где bж – коэффициент объемного сжатия жидкости; d – внутренний диаметр перфорационного канала; Е – модуль упругости пористой среды; d – толщина стенки пород вокруг канала.

Накладываясь друг на друга, ударные волны различной природы создают неравномерное поле волновых давлений в пористой среде ПЗП, сопровождаемое значительными знакопеременными нагрузками, что способствует очистке поровых каналов, повышению скорости фильтрации и нефтеотдачи пластов, т.е. интенсификации добычи нефти.

Кавитационно-волновая технология считается технологией управляемого воздействия на ПЗП и носит многофакторный характер при относительной простоте реализации.

Для ударно-депрессионных методов воздействия используется переоборудованный штанговый насос, в котором в режиме откачки жидкости при ходе плунжера вверх в определенной точке происходит мгновенная разгерметизация цилиндра насоса, создающая импульс депрессии, а затем гидравлический удар с высоким давлением. Достоинством этого метода является простота осуществления с одновременным и непрерывным выносом кольматирующих веществ из ПЗП на поверхность.

Фирма «Недра» разработала метод ударно-волнового воздействия на ПЗП, вызываемого динамикой работы скважинного штангового насоса. Низкочастотные волны образуются в процессе эксплуатации скважины при подъеме флюидов за счет статических нагрузок, создаваемых весом колонны НКТ, и переменных динамических, включая инерционные и вибрационные, возбуждаемых непосредственно работой штангового глубинного насоса (ШГН).

Статические нагрузки, в зависимости от конкретных условий, создают частичным или полным весом опоры НКТ на забой в зумпфе, что вызывает перераспределение поля напряжений в продуктивном пласте.

Динамические нагрузки работающего ШГН передаются в точку опоры НКТ, генерируют инфранизкочастотные волновые процессы и сейсмическую эмиссию, формируя в продуктивной толще пород поля упругих колебаний, стимулирующих фильтрационные процессы. В условиях резонанса волновые процессы могут распространяться в радиусе до 1-1,5 км от точки опоры НКТ, интенсифицируя фильтрационные процессы, особенно в тонкодисперсных слабопроницаемых объемах пород во всей этой области.

Технология легко реализуется при любой глубине залегания продуктивного пласта и на любой стадии разработки месторождения, допускающей эксплуатацию ШГН в широком диапазоне геолого-промысловых условий. Технология адаптирована к промысловым условиям, не нуждается в обучении персонала и его постоянном присутствии на скважине, не требует дополнительного оборудования (за исключением нескольких сотен метров НКТ) и дополнительных энергозатрат.

    Рис.3.3. Гидродинамический генератор давления    

Для воздействия на ПЗП гидродинамическими виброударными полями широко применяются комплексы для свабирования. Для этого в шаблонированной насосно-компрессорной трубе (камере) делают отверстия (окна) 5, которые устанавливают в зоне продуктивного интервала перфорации обсадной колонны (рис.3.3). В нижней части камеры (трубы) устанавливают клапан 7. Кольцевой канал между НКТ и эксплуатационной колонной выше продуктивного пласта изолируют пакером 2. Поршень (плунжер) сваба 6 опускается на канате (проволоке) 3 до упора в нижней части. При подъеме плунжера 6 клапан 7 закрывается и жидкость из камеры 1 через окна 5 вытесняется в кольцевой канал 4 подпакерной зоны и через перфорационные каналы создает давление в ПЗП, а под плунжером в камере 1 создается разряжение. После прохождения плунжером окон 5 жидкость из-под пакерной зоны кольцевого канала устремляется в камеру 1, создавая в ПЗП мгновенную депрессию, под действием которой жидкость из пласта притекает в скважину, а затем через окна с мгновенной скоростью устремляется в разреженную полость камеры, где создается гидравлический удар, который после открытия клапана упругими волнами давления передается на ПЗП. Затем цикл повторяется до получения желаемых результатов.

В последние десятилетия получили распространение электрогидравлические методы (ЭГВ) воздействия на ПЗП, в которых для создания импульсов давления используется эффект от электрического пробоя скважинной жидкости между электродами.

 

 

Гидродинамические методы

Повышения нефтеотдачи

 

Изменение направлений фильтрационных потоков. Технология метода состоит в изменении направления фильтрационных потоков за счет перераспределения отборов и закачки между скважинами. Закачка воды прекращается в одни скважины и переносится в другие, расположенные под углом до 90° и разрезающие залежь на блоки. Физическая основа метода заключается в том, что при переносе фронта вытеснения в пласте создаются изменяющиеся по направлению и величине градиенты гидродинамического давления, что способствует внедрению нагнетаемой воды в застойные зоны и вытеснению из них нефти в зоны интенсивного движения.

Циклическое заводнение. Технология применения метода состоит в периодическом изменении давлений (расходов) закачиваемой воды со сдвигом фаз колебаний по отдельным группам скважин при непрерывной или периодической добыче жидкости из добывающих скважин. Физическая сущность процесса заключается в том, что в результате нестационарного воздействия на пласты в них создаются волны повышения и понижения давления. В первой половине цикла в период повышения давления в малопроницаемые слои входит вода, сжимая в них нефть, а во второй половине цикла при снижении давления вода удерживается капиллярными силами, сохраняя высокое капиллярное давление, и нефть вытесняется из пор в сторону пониженного давления. Широкое применение получил активный метод циклирования, когда закачка воды в пласт в группе скважин прекращается на несколько суток или закачка чередуется по двум-трем группам скважин.

Для сохранения текущих темпов и полноты выработки нефтяных пластов на поздней стадии наиболее целесообразен чередующий режим работы нагнетательных и добывающих скважин, когда в период закачки воды в нагнетательные скважины добывающие останавливают, а затем отключают нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие, расходуя накопленную пластовую энергию. Это способствует росту давления в пласте в течение определенного времени и восполнению упругого запаса энергии. Чередующийся (импульсный) метод закачки и отбора жидкости позволяет более полно охватывать пласт воздействием, что способствует снижению обводненности, увеличению добычи нефти и нефтеотдаче пласта.

При разработке неоднородных пластов в режиме нестационарного заводнения наиболее эффективно циклическое заводнение в комплексе с переменой направления фильтрационных потоков жидкости в пласте. Этот практически беззатратный метод получил широкое применение на промыслах Татарстана с высокой эффективностью выработки неоднородных нефтяных пластов в различных геологических условиях.

Применение высоких давлений нагнетания. В соответствии с законом Дарси условия повышения дебита добывающих скважин обеспечивается при увеличении перепада давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин. Чем выше давление нагнетания, тем выше пластовое давление и соответственно больше дебит добывающих скважин. Это подтверждается элементарными расчетами. Дебит добывающей скважины определяется по обобщенному уравнению притока:

,

где – коэффициент продуктивности.

Приемистость нагнетательной скважины зависит не только от коэффициента приемистости ( ), но и от фактора сопротивления Rф = lв/lн:

,

где рс – давление в скважине за счет закачки.

При стационарном режиме фильтрации дебит жидкости из скважин по своему объему равен закачке воды в нагнетательные скважины (qд = qпр), отсюда

,

где m – число добывающих скважин, обслуживаемых одной нагнетательной.

Рациональные соотношения добывающих и нагнетательных скважин определяются по зависимости

.

При прочих равных условиях, чем меньше соотношение подвижности воды и нефти, тем выше вязкость нефти и тем большего пластового давления нужно достичь. Объясняется это тем, что для преодоления напряжения сдвига неньютоновских нефтей для разрушения структурных связей фильтрующейся среды требуется больший градиент давления. Повышение давления нагнетания способствует раскрытию трещин в пласте и увеличению проницаемости.

При низкой продуктивности нефтяных пластов повышать забойное давление нагнетательных скважин необходимо с учетом естественных ограничений – давления гидроразрыва пласта рг.р. Забойное давление нагнетательных скважин должно ограничиваться условием рз £ 0,95рг.р, так как гидроразрыв происходит преимущественно по более проницаемым слоям. При этом резко повышается коэффициент приемистости нагнетательной скважины, но увеличивается неравномерность вытеснения нефти водой и снижается доля нефти в суммарно возросшем отборе жидкости. Кроме того, при установившемся пластовом давлении, создаваемом нагнетанием воды, более высоком, чем первоначальное пластовое давление рпл, может происходить отток нефти в законтурную водоносную область и потери там части извлекаемых запасов нефти. Для предотвращения оттока нефти следует создавать дополнительные экранирующие ряды добывающих скважин со стороны контура нефтеносности и снижать забойное давление на линии этих рядов до первоначального пластового.

Форсированный отбор жидкости. Условия применения метода в начале завершающей стадии разработки при обводненности продукции не меньше 80-85 % в устойчивых коллекторах при высокой продуктивности добывающих скважин. Технология проведения заключается в поэтапном снижении забойного давления добывающих скважин для увеличения их дебитов. Физико-гидродинами­ческие основы метода заключаются в создании высоких градиентов давления для вовлечения в разработку остаточных целиков нефти и застойных зон. Дебит жидкости необходимо задавать при условии роста дебита нефти; в противном случае в активную разработку будут включаться наиболее высокообводненные слои.

 

 

Физико-химические методы

 

При заводнении пластов с применением различных активных веществ в нефтенасыщенной породе происходят необратимые процессы, связанные с изменением скелета порового пространства, свойств нефти и вытесняющей жидкости, а именно:

· сорбция составных частей нефтевытесняющего агента на горной породе;

· взаимное растворение и диффузия нефти и нефтевытесняющих агентов;

· отрыв глобул нефти и их перенос вытесняющим потоком;

· сдвиговые деформации и механические изменения размеров пор пласта.

 

 

Вытеснение нефти щелочными

И кислотными растворами

 

Механизм щелочного заводнения основан на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей, обладающих свойствами ПАВ. Образующиеся ПАВ адсорбируются на контакте нефть – вода и поверхности пород, снижают межфазное натяжение и изменяют смачиваемость терригенных пород (заметим, что в известняках смачиваемость практически не изменяется). Механизм щелочного воздействия носит интегральный характер: на полноту извлечения нефти основное влияние оказывает процесс осадкообразования, затем снижение МФН на границе нефть – вода и частичная гидрофобизация породы. Щелочное заводнение наиболее перспективно для вытеснения вязких нефтей, содержащих кислотные компоненты, на месторождениях с высокой обводненностью скважинной продукции и неоднородным строением терригенных коллекторов.

В состав щелочных растворов входят едкий натр (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), растворенные в воде. При малых объемах воздействия применяют концентрированный раствор товарной щелочи. Растворы щелочи готовят на опресненной воде с содержанием солей кальция и магния до 7-8 мг-экв/л.



infopedia.su

Добыча нефти • ru.knowledgr.com

Добыча нефти - процесс, которым применимая нефть извлечена и удалена из земли.

Расположение нефтяного месторождения

Геологи используют сейсмические обзоры, чтобы искать геологические структуры, которые могут сформировать нефтехранилища. «Классический» метод включает создание подземного взрыва поблизости и наблюдение сейсмического ответа, который предоставляет информацию о геологических структурах под землей http://www .lloydminsterheavyoil.com/seismic.htm. Однако «пассивные» методы, которые извлекают информацию из естественных сейсмических волн, также известны.

Другие инструменты, такие как gravimeters и магнитометры также иногда используются в поиске нефти. Добыча сырой нефти обычно начинается с того, чтобы бурить скважины в подземное водохранилище. Когда нефтяная скважина будет выявлена, геолог (известный на буровой установке как «mudlogger») отметит его присутствие. Такой «mudlogger», как известно, сидит на буровой установке. Исторически, в США, некоторые нефтяные месторождения существовали, где нефть повысилась естественно до поверхности, но большинство этих областей было давно израсходовано, кроме определенных мест на Аляске. Часто много скважин (названный многосторонними скважинами) пробурены в то же самое водохранилище, чтобы гарантировать, что темп извлечения будет экономически жизнеспособен. Кроме того, некоторые скважины (вторичные скважины) могут использоваться, чтобы накачать воду, пар, кислоты или различные газовые смеси в водохранилище, чтобы поднять или поддержать пластовое давление, и тем самым поддержать экономический темп извлечения.

Бурение

Нефтяная скважина создана, сверля длинное отверстие в землю с нефтяной платформой. Стальная труба (кожух) помещена в отверстие, обеспечить структурную целостность недавно пробуренной скважине имело. Отверстия тогда сделаны в основе хорошо, чтобы позволить нефти пройти в скуку. Наконец коллекция клапанов звонила, «рождественская елка» приспособлена к вершине, клапаны регулируют давления и управляют потоком.

Добыча нефти и восстановление

Основное восстановление

Во время основной стадии восстановления двигатель водохранилища прибывает из многих естественных механизмов. Они включают:

нефть перемещения природной воды вниз в хорошо, расширение природного газа наверху водохранилища, расширение газа первоначально распалось в сырой нефти и дренаже силы тяжести, следующем из движения нефти в пределах водохранилища от верхнего до более низких частей, где скважины расположены. Фактор восстановления во время основной стадии восстановления, как правило - 5-15%.

В то время как подземное давление в нефтехранилище достаточно, чтобы вызвать нефть к поверхности, все, что необходимо, должен поместить сложное расположение клапанов (рождественская елка) на крыше над колодцем, чтобы соединиться хорошо с сетью трубопровода для хранения и обработки. Иногда насосы, такие как балансирные насосы и электрические способные погружаться в воду насосы (ESPs), используются, чтобы принести нефть к поверхности; они известны как искусственные механизмы лифта.

Вторичное восстановление

По целой жизни хорошо упадет давление, и в некоторый момент будет недостаточное подземное давление, чтобы вызвать нефть к поверхности. После того, как естественный двигатель водохранилища уменьшается, вторичные методы восстановления применены. Они полагаются на поставку внешней энергии в водохранилище в форме впрыскивания жидкостей, чтобы увеличить пластовое давление, следовательно замену или увеличение естественного двигателя водохранилища с искусственным двигателем. Вторичные методы восстановления увеличивают давление водохранилища закачиванием воды, повторным закачиванием природного газа и газовым подъемом, который вводит воздух, углекислый газ или некоторый другой газ в основание активного хорошо, уменьшая полную плотность жидкости в стволе скважины. Типичный фактор восстановления от операций заводнения составляет приблизительно 30%, в зависимости от свойств нефти и особенностей пористой породы. В среднем фактор восстановления после основных и вторичных нефтяных операций по восстановлению между 35 и 45%. Процесс инъекции требует, чтобы власть, но устанавливающий газовые турбины на оффшорных платформах означала закрывать процесс извлечения, теряя ценный доход.

Расширенное восстановление

Расширенные, или Третичные нефтяные методы восстановления увеличивают подвижность нефти, чтобы увеличить извлечение.

Тепло методы добычи нефти вторичным методом (TEOR) являются третичными методами восстановления, которые нагревают нефть, таким образом уменьшая ее вязкость и облегчая извлекать. Паровая инъекция - наиболее распространенная форма TEOR и часто делается с теплоэлектростанцией. В этом типе теплоэлектростанции газовая турбина используется, чтобы произвести электричество, и отбросное тепло используется, чтобы произвести пар, который тогда введен в водохранилище. Эта форма восстановления используется экстенсивно, чтобы увеличить добычу нефти в Долине Сан-Хоакина, у которой есть очень необработанная нефть, все же составляет 10% добычи нефти Соединенных Штатов. Наводнение огня (На месте горящий) является другой формой TEOR, но вместо пара, часть нефти сожжена, чтобы нагреть окружающую нефть.

Иногда, сурфактанты (моющие средства) введены, чтобы изменить поверхностное натяжение между водой и нефтью в водохранилище, мобилизовав нефть, которая иначе осталась бы в водохранилище как остаток при переработке нефти.

Другой метод, чтобы уменьшить вязкость является наводнением углекислого газа.

Третичное восстановление позволяет еще 5% 15% нефти водохранилища быть восстановленными. В некоторых Калифорнийских областях необработанной нефти паровая инъекция удвоила или даже утроила запасы нефти и окончательное нефтяное восстановление. Например, посмотрите нефтяное месторождение Midway-Sunset, самое большое месторождение нефти Калифорнии.

Третичное восстановление начинается, когда вторичного нефтяного восстановления не достаточно, чтобы продолжить соответствующее извлечение, но только когда масленка все еще быть извлеченным с пользой. Это зависит от стоимости метода извлечения и тока. Когда цены высоки, ранее убыточные скважины возвращены в использование и когда они низкие, извлечение сокращено.

Микробное лечение - другой третичный метод восстановления. Специальные смеси микробов используются, чтобы рассматривать и сломать цепь углеводорода в нефти, таким образом делающей нефть, легкую прийти в себя, а также являющийся более экономическим против других обычных методов. В некоторых государствах, таких как Техас, есть налоговые льготы для использования этих микробов в том, что называют вторичным третичным восстановлением. Очень немного компаний поставляют их, однако компании как Bio Tech, Inc. оказались очень успешными в заводнениях через Техас.

Скорости восстановления и факторы

Количество нефти, которая является восстанавливаемой, определено многими факторами включая проходимость скал, силу естественных двигателей (существующий газ, давление смежной воды или силы тяжести), и вязкость нефти. Когда пористые породы «трудны», такие как сланец, нефть обычно не может течь через, но когда они водопроницаемые такой как в песчанике, нефть течет свободно. Потоку нефти часто помогают естественные давления, окружающие пористые породы включая природный газ, который может быть растворен в нефти (см. Газовое нефтяное отношение), подарок природного газа выше нефти, воды ниже нефти и силы силы тяжести. Масла имеют тенденцию охватывать большой спектр вязкости от жидкостей, столь же легких как бензин к тяжелому как смола. Самые легкие формы имеют тенденцию приводить к более высоким темпам извлечения.

Нефтяная разработка - дисциплина, ответственная за оценку, которая хорошо местоположения и механизмы восстановления подходят для водохранилища и для оценки скоростей восстановления и запасов нефти до фактического извлечения.

Предполагаемое окончательное восстановление

Хотя окончательное восстановление хорошо не может быть известно с уверенностью, пока хорошо не прекратит производство, нефтяные инженеры будут часто оценивать предполагаемое окончательное восстановление (EUR), основанное на годах проектирований уровня снижения в будущее. Используются различные модели, математические методы и приближения.

Евро сланцевого газа трудно предсказать, и возможно выбрать методы восстановления, которые имеют тенденцию недооценивать снижение хорошо кроме того, который разумен.

См. также

  • Буровая установка
  • Бурение жидкости
  • Лесоруб грязи
  • Направленное бурение
  • Нефтяная платформа
  • Бурильщик (нефть)
  • Глубоко хорошо бурение
  • Блок (добыча нефти)
  • Прорыв (хорошо сверлящий)
  • Список стран нефтедобычей
  • Список природного газа и несчастных случаев нефтедобычи в Соединенных Штатов

ru.knowledgr.com

Добыча нефти и газа

Все известные методики расчета процесса разработки нефтяных месторождений с учетом непоршневого характера вытеснения нефти водой основаны на теории совместной фильтрации неоднородных жидкостей. Поясним ее вначале на примере вытеснения нефти водой из прямолинейного однородного пласта. Этот пример соответствует случаю вытеснения нефти водой из элемента однорядной схемы расположения скважин, происходящему в сечениях элемента, находящихся на значительном удалении от самих скважин, где характер движения вытесняемой и вытесняющей жидкостей близок к прямолинейному.

Рис.40 Схема элемента пласта при непоршневом вытеснении нефти водой

Рассматривая непоршневое вытеснение нефти водой в прямолинейном пласте, выделим элемент длиной , высотой  и шириной b в направлении, перпендикулярном к плоскости (рис. 40). В общем случае слева в элемент пласта поступают, а справа вытекают нефть и вода. При этом расход воды слева равен , а справа  .

Количество накопленной воды в элементе пласта составляет

— скорость фильтрации воды;  — водонасыщенность пласта;  — время). Согласно закону сохранения массы вещества, разность между скоростями входящей в элемент пласта воды и выходящей из него равна скорости накопления объема воды в элементе пласта. Выражая сказанное в математической форме, получим

.

   После сокращения соответствующих членов при устремлении  имеем

.                                                                    (1)

Поскольку в пористой среде содержатся только нефть и вода, то насыщенность пористой среды нефтью . Рассматривая аналогично предыдущему скорости проникновения нефти в элемент пласта и выхода из него, получим

.                                                                    (2)

Складывая уравнения (1) и (2), имеем

;                         .                             (3)

Таким образом, суммарная скорость фильтрации нефти и воды не изменяется по координате , что и следовало ожидать, так как нефть и воду принимают за несжимаемые жидкости.

Следовательно, режим пласта жесткий водонапорный.

Скорости фильтрации воды и нефти подчиняются обобщенному закону Дарси, так что

;                           ,              (4)

где  и ,  и  — относительные проницаемости, зависящие от водонасыщенности  и вязкости воды и нефти.

Рассмотрим функцию , называемую функцией Бакли- Леверетта. При этом

,                             (5)

или

.                                                                      (6)

Из (6), дифференцируя  по , получим

.                                                                  (7)

После подстановки (7) в (1) получим одно дифференциальное уравнение первого порядка для определения , т. е.

.                                                 (8)

По мере вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта фронт вытесняющей нефть воды продвигается к концу пласта и водонасыщенность в каждом сечении заводненной области непрерывно увеличивается. Процесс вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта можно представить и иным образом, следя за изменением по пласту некоторой водонасыщенности. Если, например, в какой-то момент времени в некотором сечении пласта водонасыщенность составляла , то спустя определенное время эта водонасыщенность будет и в конце пласта, так как нефть постепенно извлекается из него и ее место занимает вода. Для указанного  можно принять

или

.                                                           (9)

Сравним (8) и (9). Они будут идентичными, если положить

.                                                              (10)

Умножим и разделим (10) на  и проинтегрируем, получим

;              .                          (11)

Обозначим

,                                                                                                   (12)

тогда

.                                                                                                       (13)

Задавая  в формуле (13), можно определить расстояние от входа в пласт для данного значения водонасыщенности. Однако в период безводной эксплуатации закачиваемая вода еще не достигает конца пласта. Чтобы установить  положение фронта вытеснения нефти водой и водонасыщенность на фронте вытеснения, рассмотрим материальный баланс закачанной в пласт воды. Если к моменту времени  в пласт закачан объем воды, равный , длина фронта вытеснения составит , насыщенность пласта связанной водой , то

.                                             (14)

Введем следующие обозначения:

;       ;        .                           (15)

Тогда, подставляя (15) в (14), получим

.                                                                       (16)

Поскольку , то

.

Следовательно, из (16)

.                                                     (17)

В выражении (17) принято, что при  и , т. е. на входе в пласт, мгновенно устанавливается водонасыщенность  , при которой , а на фронте вытеснения значение ее в течение всего процесса составит .

Выполним интегрирование в левой части (17) по частям. Имеем

.  (18)

В соответствии со сказанным водонасыщенность устанавливается в сечении . Следовательно, , поэтому и второй член в формуле (18) равен нулю. Далее, поскольку , то, согласно формуле (5),  .  Таким образом, из (17) и (18) получим , откуда

  .                                                           (19)

На рис. 2 приведен график, построенный с учетом кривых относительных проницаемостей, данных на рис. 40, при .

По кривой  можно найти значение , графическим путем. В самом деле, согласно рис. 78

.

Проведя касательную к кривой  из точки , по точке касания (см. рис. 2) определяем и .

Рис.2. График зависимости  от S 

Для того же, чтобы найти распределение водонасыщенности по длине пласта, необходимо построить кривую  (рис. 3). Это можно сделать методом графического дифференцирования кривой  или, представив кривые относительных проницаемостей аналитически, выполнить дифференцирование аналитическим путем, сделав соответствующее построение.

Определим теперь длительность безводного периода добычи нефти, т. е. момент времени , когда фронт вытеснения достигнет конца пласта и,

Рис.3. График зависимости  от S

следовательно,  будет равен . Будем считать, что к этому моменту времени в пласт закачано  воды. Имеем из (15)

.                                                                   (20)

Из (20) определим  и, следовательно, . Величина равна объему пор пласта. Так как режим  жесткий водонапорный, объем закачанной в пласт воды к моменту времени  равен объему добытой из пласта нефти  к этому же моменту времени, т.е. . Безводная нефтеотдача , где - коэффициент вытеснения нефти водой, достигнутый в безводный период. Поэтому

.                                                    (21)

Заметим, что распределение водонасыщенности в пласте изменяется по мере продвижения в глубь пласта фронта вытеснения нефти водой таким образом, что значения  на фронте вытеснения  и  на входе в пласт остаются неизменными. Таким образом, кривая распределения водонасыщенности как бы «растягивается», оставаясь подобной себе. Такое распределение некоторого параметра, будь то водонасыщенность или какой-либо другой параметр, называется автомодельным. Соответствующие решения задач также именуются автомодельными.

Полученные формулы позволяют рассчитать распределение водонасыщенности к моменту подхода воды к линии добывающих скважин, т. е. в безводный период разработки пласта.

Однако добыча нефти из пласта продолжается и после прорыва фронта вытеснения к концу пласта при .

Рис.4. Схема вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта в водный период разработки.

Распределение водонасыщенности: 1-истинное; 2-фиктивное

Для определения текущей нефтеотдачи и обводненности продукции при  , т.е. в водный период разработки пласта поступим следующим образом. Будем считать, что продвижение фронта вытеснения происходит и в водный период разработки пласта, но этот фронт распространяется вправо за пределы пласта (рис. 4). Водонасыщенность на таком фиктивном фронте вытеснения и в этом случае остается постоянной, равной  , а водонасыщенность при  уже составит . Пусть в некоторый момент времени  фиктивный фронт находится на расстоянии  от входа в пласт (см. рис. 4). В соответствии с формулами (12) и (13) при  можно написать

.                                                                                (22)

Из (20) и (22) получим

.                                                                                     (23)

По формуле (23) находим  для различных значений времени . Так, зная ,  и , определим вначале , а затем по графику функции  - значение .

Дебиты нефти и воды в водный период разработки пласта составят

;

.                                                                 (24)

Отсюда для определения текущей обводненности продукции  получим формулу

.                                                    (25)

Текущую нефтеотдачу в водный период разработки пласта можно определить в принципе следующим образом:

1)              установлением объема накопленной добычи нефти по формуле

                               ;

2) отнесением этого объема накопленной добычи нефти к первоначальному объему нефти в пласте, равному .

Однако во втором случае можно определять объем добытой  из пласта   нефти по изменению в нем водонасыщенности, учитывая опять-таки то, что режим разработки пласта жесткий водонапорный.  Так, на основе равенства объема вошедшей в пласт воды объему вытесненной из него нефти имеем

     (26)

Формула (26) должна быть справедлива для всех моментов времени, когда . При , вообще говоря, водонасыщенность должна стать равной  во всем пласте. Однако при любом другом значении времени водонасыщенность  только на входе в пласт, т. е. при . Тогда, как следует из формулы (13), . Следовательно, из (26) получим

.                                                                 (27)

Из (27) вытекает, что текущая нефтеотдача пласта в период водной его эксплуатации

 .                                        (28)

Таким образом, мы определили основные технологические указатели разработки элемента пласта — текущую нефтеотдачу и обводненность добываемой продукции.

Рассмотрим непоршневое вытеснение нефти водой в радиальном направлении, например, при разработке элемента семиточечной системы с использованием заводнения. Схема элементарного объема пласта для такого случая показана на рис. 5. Уравнение неразрывности фильтрующейся воды в таком объеме получим с учетом баланса втекающей и вытекающей воды за  время  в виде

Рис.5. Схема элементарного объема радиального пласта

. (29)

Раскрывая скобки в выражении (29), сокращая в нем соответствующие члены и заменяя обозначения обыкновенных производных на частные, имеем

или

.                                                                 (30)

Вполне аналогичным образом, но с учетом того, что насыщенность пористой среды нефтью , установим соответствующее уравнение неразрывности для фильтрующейся в пласте нефти в следующем виде:

.                                                                            (31)

Складывая уравнения (30) и (31), получим

 .                                                                      (32)

Вводя, как и в случае прямолинейного вытеснения нефти водой, функцию , определяемую формулой (5) (Баклея-Леверетта), и подставляя ее в (30) с учетом (32), будем иметь одно дифференциальное уравнение для определения водонасыщенности s в виде

.                                              (33)

Так же, как и в прямолинейном случае, рассматриваем перемещение со временем в пласте линий . В этом случае

                                             (34)

Из (33) и (34)

.

Отсюда

,                                                                    (35)

.

Рассмотрим баланс закачанной в пласт и извлеченной из него воды. Устремляя для простоты радиус скважины к нулю (), имеем

.                                                          (36)

Учитывая из (29), что

;                              ,

и подставляя эти выражения в (36), приходим к интегральному соотношению

,

в точности совпадающему с соответствующим соотношением (17) для случая вытеснения нефти водой из прямолинейного пласта. Можно поэтому утверждать, что и при вытеснении нефти водой из радиального пласта справедливы соотношение (18) и все последующие рассуждения, включая формулу (19), пригодную для нахождения водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой, а также описанный графический метод определения .

Время  безводной разработки пласта радиусом  определим из (35). Если полагать, что , имеем

 .                                                                                   (37)

Аналогично по формулам (24) и (25) находим текущую обводненность  продукции, добываемой из пласта при . Соответственно текущую нефтеотдачу  вычислим по формуле (28). Таким образом, определяем все важнейшие технологические показатели процесса вытеснения нефти водой.

 

oilloot.ru