Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
подключением источника питания к сети следует убедиться в нормальном и стабильном напряжении питающей сети с целью избежания выхода из строя источника питания. Стыковку и расстыковку сетевого штепсельного разъема выполнять только при обесточенной сети -220, -380 В.
Во избежание выхода из строя источника питания после подключения к сети необходимо проверить наличие потока охлаждающего воздуха (убедиться в работе вентиляторов). В связи с тем, что излучатель комплекса рассчитан на работу в условиях высоких давлений, в целях исключения его разрушения запрещается включение излучателя при атмосферном давлении на мощность выше 0,05 максимальной. Указания по мерам безопасности стандартных (серийных) приборов, используемых в составе комплекса, изложены в их технических описаниях и инструкциях по эксплуатации. Все работы на скважине необходимо проводить под руководством начальника прикрепленной геофизической группы или лица, его замещающего.
Запрещается приступать к работе по применению технологии "АРС и П":
при нестабильной, завышенной или пониженной питающей сети;
при неисправном скважинном противовыбросовом оборудовании;
при неисправном геофизическом спускоподъемном оборудовании;
при возникших неисправностях в ходе работ бригады ПРС
или КРС;
при перекрытой частично или полностью зоне перфорации.
В случае прекращения подачи электроэнергии на рабочее место необходимо работы по "АРС и П" прекратить, аппаратуру выключить и поставить в известность диспетчера цеха НГДУ. Возобновлять работу разрешается только при условии устойчивой подачи электроэнергии.
Развертывание комплекса, подготовку его к работе и выполнение технологического процесса "АРС и П" следует выполнять в соответствии с "Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации". Правила техники безопасности, которые не нашли отражения в данном разделе, должны соответствовать "Правилам безопасности в нефтедобывающей промышленности" по разделам: 4. "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин"; 5. "Текущий и капитальный ремонт скважин"; 12. "Производственная санитария".
.10 Определение нефтеотдачи пластов при водонапорном режиме
При водонапорном режиме, несмотря на различие причин, вызывающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происходит за счет 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 подсчете 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.
K
t
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 мПа•с и ?в=1,1 мПа•с; 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)
2.Определяем коэффициент М, зависящий от физических свойств пластовых жидкостей.
(1.3)
3.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 нефт