- •1. Эксплуатационный объект, принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании разработки
- •2. Система с законтурным и приконтурным заводнением.
- •3. Рядные системы заводнения.
- •4. Системы с площадным расположением скважин.
- •5. Очаговое и избирательное заводнение, скважинно-трещинные системы разработки.
- •6. Режимы разработки нефтяных месторождений.
- •7. Моделирование разработки нефтяных месторождений, основные типы моделей. Вероятностно-статистическая модель пласта. Детерминированная (адресная модель пласта).
- •8. Разработка нефтяных месторождений при упругом режиме, подсчет упругого запаса жидкости в пласте, основная формула упругого режима и ее использование в гидродинамических расчетах.
- •9. Исследование скважин при неустановившихся режимах фильтрации, метод касательной, метод Хорнера.
- •10. Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации.
- •11. Разработка нефтяных месторождений при режимах растворенного газа
- •12. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Коэффициент извлечения нефти и составляющие его коэффициенты. Проблемы разработки нефтяных месторождений с заводнением.
- •13. Расчет показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации. Функция Бакли-Леверетта и ее использование в расчетах.
- •14. Особенности разработки газонефтяных месторождений
- •16. Эффективность вытеснения нефти растворителями
- •18. Условия эффективного применения газовых методов
- •19. Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ
- •20. Технология полимерного заводнения. Сшитые полимерные системы. Критерии наиболее эффективного применения метода
- •21. Технология мицелярно-полимерного заводнения нефтяных пластов. Особенности строения буферной оторочки при мицелярно-полимерном заводнении.
- •22. Проблемы применения физико-химических методов при разработке нефтяных месторождений
- •23. Технологическая и экономическая эффективность вытеснения нефти горячей водой и паром. Критерии применимости метода.
- •25. Проблемы при разработке месторождений с использованием внутрипластового горения. Будущее метода.
- •26. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси.
- •27. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин.
- •28. Эксплуатация скважин глубинно насосными установками.
- •29. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками.
- •30. Эксплуатация скважин центробежными электронасосами.
12. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения. Коэффициент извлечения нефти и составляющие его коэффициенты. Проблемы разработки нефтяных месторождений с заводнением.
Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.
В настоящее время заводнение самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений.
В сущности это водонапорный режим в чистом виде.
Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение или вне ее – законтурное). Воду нагнетают в несколько скважин – куст. Насосные станции, применяемые при заводнении нефтяных пластов называют кустовыми насосными станциями.
Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 1:1.
Используют воду с минерализацией более 1 г/литр, менее (т.е. питьевую воду) использовать запрещено.
Давление на устье нагнетательных скважин в процессе разработки поддерживают обычно на уровне 5 - 10 МПа, а в ряде случаев - 15 - 20 МПа.
Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход воды закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорционален перепаду давления. Однако на практике эта зависимость нелинейная. При некотором перепаде давления расход начинает резко увеличиваться. Происходит это за счет раскрытия трещин и резкого увеличения проницаемости в этой зоне.
Режимы:
1) Режим истощения пластовой энергии - это когда контур залежи неподвижен, депрессия не достигла водо-нефтяного контакта (характерно для упругого режима и режима растворённого газа)
2) Режим вытеснения - когда контур залежи подвижен, (характерно для водонапорного режима)
КИНв случае заводнения = qнакопл/ qбаланс за весь срок разработки
При водонапорном режиме КИН = 0,35-0,7
Структура КИН с геологической полиции:
КИН = К вытеснения нефти водой * К охвата вытеснением * К заводнения
1) К вытеснения нефти водой - можно определить в лабораторных условиях: отбирают керн, насыщают нефтью и нефть вытесняют водой до последней капли
К вытеснения нефти водой- - равен отношению объёма нефти, вытесненной из образца породы при бесконечной промывке к объёму нефти, которая находилась в этом объёме. К вытеснения нефти водой зависит от:
1) микроструктуры пород коллекторов минералогического состава,
2) соотношение вязкости нефти и воды,
3) смачиваемости пород и характер проявления капиллярных сил,
4) скорости вытеснения нефти водой.
С позиции залежи нефти - это кол-во нефти, вытесненной из залежи, охваченной вытеснением к кол-ву нефти, которая находилась в этом объёме.
Физическая нефтеотдача 0,4-0,7.
2) К охвата вытеснением - это отношение объёма залежи (куда попадает вода), охваченная вытеснением ко всему объёму залежи.
К охвата вытеснением = β1*β2*β3*β4
β1 - отражает степень сообщаемости этих скважин по пропласткам,
β2 - учитывает потери застойных и тупиковых зон,
β3 - для рядных систем заводнения потери в стягивающих рядах,
β4 - потери в нагнетательных скважинах.
3) К заводнения - это отношение нефти, вытесненной из промытого объёма, при промывке его до заданной обводнённости продукции к кол-ву нефти, определяемой коэффициентом вытеснения. Отражает степень промытости породы.
КИН в советские времена был 0,4, а сейчас меньше.
Проблемы разработки нефтяных месторождений с заводнением
1) Соотношение вязкости нефти и вытесняющего агента-воды: µ0=µн/µв, µв=0,7-0,8
Бывают:маловязкие 1-10 МПа/с, вязкие 10-30 МПа/с, высоковязкие 30-50.
2) Увеличение коэффициента вытеснения
Вода, которая вытесняем нефть не смешивается, следовательно низкий КИН = Квыт ·Кох.выт
3) Увеличение охвата вытеснения- увеличение плотности сетки скважины для высоковязких нефтей (400 *400, 700 *700).
Для каждого месторождения существует оптимальная сетка скважин, обеспечивающая наибольший экономический эффект от извлечения нефти.