2. Методы определения кин

1)Покоэффициентный метод

Проектный коэффициент извлечения нефти этим методом определяется по формуле:

Ки.н. — Квт∙ Кз ∙Кохв

где Квт - коэффициент вытеснения нефти водой; Кз - коэффициент заводнения; Кохв—коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%.

Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%).

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуата-ционного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта. 

2)Метод аналогии (корреляционный)

Его достоинства – быстрота и простота определения, недостатки – низкая достоверность искомой величины в силу отсутствия в природе одинаковых по строению и условиям разработки залежей нефти и конечных по ним КИН. Широко применяется в Государственной комиссии по запасам и Центральной комиссии по ресурсам для корректировки КИН, обоснованных недропользователями.

3)Статистический метод

Рекомендованы к применению РД 153-39.1-004-96, им присущи недостатки метода аналогии, в связи с чем они ограниченно использовались до середины 90-х годов в качестве вспомогательных методов.

Билет №18

1. Состав и классификация аспо в системе сбора скважинной продукции

АСПО-сложная смесь УВ, состаящая из парафинов 20-70% по массе, асфальто-смолистых веществ 20-40% по массе, смол и мех примесей.

Парафины это предельные УВ. В нефти растворены парафины входящие в АСПО начиная с С16 по содержанию парафина нефть классифицируется на малопараифнистые менее 1,5%, парафинистые от1,5 -6 %, и высокопарафинистые более 6%.

Основой парафинов входящих в АСПО является углерод резины С37 до С53, они отличаются высокой температурой кипения, плотностью и молекулярной массой.

Асфальтены-это вещества бурого или коричневого цвета, плотность более тысячи кг/м3, массового содержания в нефтях достигает 5%.

АСПО классифицируются по след. Параметрам:

П/(А+С), где П-парафины, А-асфальтены, С-смолы.

Если П/(А+С) <0,9 то асфальтеновые отложения

От 0,9 до 1,1 смешанный тип, > 1,1 парафинистые отложения.

2. Критерии выбора объектов для проведения грп

Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям:

1. низкопродуктивные скважины с высокой нефтенасыщенностью по ГИС;

2. скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

3. скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;

4. скважины с загрязненной ПЗ;

5. нагнетательные скважины с низкой приемистостью;

6. нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

ГРП не рекомендуется проводить:

1. в нефтяных скважинах вблизи контура нефтеносности;

2. в технически неисправных скважинах.

3. В добывающих скважинах расположенных вблизи нагнетательных

4. В пластах малой толщины < 5м

5. В пластах с неконтактной подошвенной водой, отделенной от продуктивной части тонкой глинистой перемычкой;

6. Высоко обводненные скважины (наилучшие результаты достигаются при обводненности менее 30%);

Билет №19