- •41. Режимы разработки нефтяных месторождений. Соответствующие значения коэффициентов нефтеотдачи.
- •42. Моделирование разработки нефтяных месторождений: физическое, аналоговое, математическое.
- •43. Типы моделей пластов: однородный, слоисто-неоднородный, трещиноватый.
- •44. Система разработки. Основные понятия разработки.
- •45. Упругий режим. Формы проявления и основные уравнения.
- •46. Расчет дебитов скважин при режиме растворенного газа. Ф-ция Христиановича.
- •47. Коэффициент нефтеотдачи. Факторы, влияющие на его величину.
- •48. Влияние температуры на физические и теплофизические свойства пород и флюидов
- •49. Оценка применимости методов повышения нефтеотдачи. Механизм влияния различных факторов на коэфф. Извлечения нефти.
- •51. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи.
- •52. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи.
- •53. Газовые методы увеличения нефтеотдачи.
- •54. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи.
49. Оценка применимости методов повышения нефтеотдачи. Механизм влияния различных факторов на коэфф. Извлечения нефти.
Расчёт ожидаемых коэффициентов извлечения нефти (КИН)
Системы разработки различаются прежде всего режимами разработки залежей; каждому режиму присущ свой КИН.
При замкнутом упругом режиме ожидаемый КИН можно оценить по формуле
-
.
Для приведенных здесь исходных данных Кин(упр) составит ничтожно малую величину- 0,00008 – из-за очень малого различия между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом.
При режиме газированной жидкости («растворённого газа») КИН можно определить по формуле Американского нефтяного института
, |
|
где αн- средний коэффициент растворимости попутного нефтяного газа, определяемый по формуле
м3/МПа; |
|
эта величина подставляется в формулу (2);
Pк=1МПа – давление при котором прекращается разработка залежи.
Для исходных данных, приведенных здесь, Kин(гж) составит 0,225. Эта величина и является определяющей при разработке залежи на режимах истощения.
При оценке КИН для залежи, разрабатываемой при заводнении, можно пользоваться формулой Шустефа И.Н. (1988)
, |
|
где kпр -коэффициент проницаемости в мд,
.
Для приведенных здесь исходных данных Kин(зав) составит 0,374.
Таким образом, рассматриваемую залежь с точки зрения достижения максимального КИН следует разрабатывать при заводнении.
51. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи.
Назначение- увеличение к-тов охвата малопроницаемых нефтенасыщенных V пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора ж-ти при заданной сетке скв. и порядке их ввода в работу.
Циклическое заводнение: технология- периодичесоке изменение расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добычи жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным группам скв. В рез-те этого в пластах проходят волны повышения и понижения давления. . Основные критерии: а) наличие слоисто- неоднородных или трещ.- пористых гидрофильных коллекторов б)высокая остаточная нефтенас. в) технико- технологическая возможность создания высокой амплитуды колебания давления (расходов) г)возможность компенсации отбора закачкой. Цикл. зав-е означает, что каждая из нагн. и добыв. скв. работает в режиме периодического изменения Рзаб, метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной н.о.
Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки м-ду скв., циклического зав-я. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличие активной системы заводнения (поперечно разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного зав-я). Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применение в первой трети основного периода разработки.
Создание высоких давлений нагнетания: Величина давления нагн. влияет на технико-эконом. эфт-ь заводнения. При существующих режимах закачки воды заводнением охватывается только небольшая часть нефтенасыщенной толщины пласта; при определенных давлениях нагнетания проницаемые коллекторы воды не принимают; при повышении Рнагн. до вертикального горного увеличивается толщина интервалов пласта, принимающих воду; индикаторная зависимость приемистости от давления нагнетания нелинейная.
Объясняется это тем, что с ростом Рнагн. трещины пласта раскрываются и увелич. их проницаемость; преодолевается предельный градиент Р сдвига для неньютоновских нефтей и систем. Возникает инерционное сопротивление, вызывающее противоположное первым двум факторам искривления индикаторных линий. Применение высоких Рнагн. обеспечивает : увеличение текущих дебитов скв. и Рпласт.; снижение обводненности продукции за счет более интенсивного притока нефти из малопроницаемого пропластка; повышение текущей н.о. при сущ-ем меньшем расходе воды за счет вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.
Форсированный отбор ж-ти: поэтапное увеличение дебитов доб. скв. (уменьш. Рзаб). Сущность- создание высоких градиентов давления путем уменьшения Рзаб. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целяки нефти, линзы, тупиковые застойные зоны. Условиями эффективного применения метода считают а) обводненность продуции (начало завершающей стадии разр-ки) б) высокие коэф-ты продуктивности скв. и Рзаб. В) возможность увел. Q. Техника форсирования отборов может быть: штанговые насосы при полной загрузке оборудования, электронасосы, расчитанные на большие подачи.