Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
Вµством воды. Ответственность за обеспечение безопасных условий приготовления и закачки суспензии Полисил-П возлагается на мастера бригады капитального (подземного) ремонта скважин или мастера бригады химической обработки скважин.
.10 Определение нефтеотдачи пластов при водонапорном режиме
При водонапорном режиме, несмотря на различие причин, вызывающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происходит за iет ее вытеснения из пористой среды водой. От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Нефтеотдача характеризуется коэффициентом нефтеотдачи (нефтеизвлечения) - долей извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов.
Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к геологическим (балансовым) ее запасам. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к геологическим запасам. Он зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи. Проектный коэффициент нефтеотдачи планируется при подiете запасов нефти и проектировании разработки.
Исходные данные.
Задача №1.
Определить средний коэффициент нефтеотдачи для указанных ниже периодов времени. Параметры нефтяной залежи с водонапорным периодом определены в результате исследования образцов кернов и геофизическими методами. При этом установлено, что среднее количество связанной воды и нефтенасыщенность в начальный период эксплуатации соответственно равны Sвн=15 и Sнн=85. В ходе эксплуатации залежи средняя водонасыщенность стала увеличиваться. Берем данные через 3, 6, 9, 12 и 15 лет эксплуатации (Sв3=19; Sв6=33; Sв9=49; Sв12=61; Sв15=77).
Решение.
1.Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасыщенности породы S на каждый период времени находим по формуле:
(1.1)
2. Строим график изменения коэффициента нефтеотдачи во времени в координатах время-коэффициент продуктивности.
Задача №2
Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапорном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Требуется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периода добывали Qв1=750 м3/сут воды и Qн1=3600 м3/сут нефти. К концу второго периода добыча составила Qв2=3600 м3/сут и Qн2=750 м3/сут соответственно воды и нефти. Кроме того, известны вязкости нефти и воды в пластовых условиях: ?н=1,7 мПатАвс и ?в=1,1 мПатАвс; объемные коэффициенты нефти и воды bн =1,4 и bв=1,1 Решение.
1.Определяем процентное содержание воды в добываемой жидкости при одновременном притоке в скважину нефти и воды для первого и второго периодов (Sв1 и Sв2).
% (1.2)
Определяем коэффициент М, зависящий от физических свойств пластовых жидкостей.
(1.3)
2.Нефтеотдача зависит от содержания воды в добываемой жидкости и коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно однородного коллектора, можно определить нефтеотдачу К1 и К2 (в %) по графику для первого и второго периода.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.
Несомненно, что из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические, позволяющие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30 - 50%. В частности, метод паротеплового воздействия наиболее распространен как на промыслах стран СНГ, так и за рубежом.
Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за iет термических методов, это наличие:
ресурсов высоковязкой нефти;
высокоэффективных технологий воздействия на залежи нефти;
теплоэнергетического оборудования;
термостойкого внутрискважинного и устьевого оборудования;
возможности эффективного контроля за процессами их регулирования.
Широкое развитие термических методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеотдачи до 50-60%.
Нефтенасыщенные пласты - коллекторы среднеюрской залежи с глубиной залегания до 370 м и мощностью 50 - 60 м представлены песками и глинами с редкими прослоями алевролитов. Размер частиц от 0,01 до 0,25 мм; состав: кварц (80 - 90%), полевые шпаты (5 - 10%), смолы (2 - 5%); средняя пористость 32%; проницаемость 0,15 - 0,47 мкм; средняя остаточная нефтенасыщенность 0,28 доли единиц.
Коэффициент теплопроводности составляет 0,881 Вт/мК, что является благоприятной предпосылкой успешного теплового воздействия. Нефть высокоплотная - 0,897 г/см3 в пластовых услов