Open Library - открытая библиотека учебной информации. Остаточные запасы нефти это


Остаточный запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Остаточный запас - нефть

Cтраница 1

Остаточные запасы нефти, ввиду макронеоднородности пластов, обусловлены малой или нулевой скоростью фильтрации нефти в слабопроницаемых зонах, слоях, пропластках и линзах. Причем это вызвано не только малой проницаемостью, но в большей мере загрязнением, кольматацией призабойных зон при бурении и нагнетании воды.  [1]

Остаточные запасы нефти ( 15 9 %) сосредоточены в основном в отдельных изолированных линзах, различного рода тупиковых и застойных зонах, связанных с прерывистостью коллекторов верхних пачек пластов.  [3]

Остаточные запасы нефти равномерно распределены между легкими ( 35 %), средней плотности ( 39 %) и тяжелыми ( 26 %) нефтями. Вязкие нефти составляют ( 32 %) текущей ресурсной базы.  [4]

Остаточные запасы нефти, сконцентрированные в слабопроницаемых зонах пропластков и линз связаны, в основном, с макронеоднородностью пластов. При широких возможностях метода заводнения он не обеспечивает достаточной полноты извлечения нефти с применением различных гидродинамических МУН. Главными силами, противодействующими извлечению остаточной нефти, являются, как отмечено выше, капиллярные, вязкостные, гравитационные и упругие. Они обусловлены различием вязкости и плотности нефти и воды, избирательной смачиваемостью и микронеоднородностью пористой среды, снижением пластового давления.  [5]

Наиболее крупные остаточные запасы нефти сосредоточены на Урьевском и Нивагальском месторождениях, которые в сумме составляют 60 % от текущих запасов категорий BCi, числящихся по всем месторождениям.  [6]

Остаточные запасы нефти залежи пласта Б2 также приурочены к отдельным небольшим участкам, дренируемым, как правило, двумя-тремя, а в некоторых случаях и единичными скважинами.  [7]

Зная остаточные запасы нефти и вычислив по лабораторным данным возможный коэффициент извлечения нефти, можно приближенно определить суммарный расход воды на заводнение и примерный срок разработки пласта. Эффективность процесса площадного заводнения зависит от содержания связанной воды. Для успешного проведения процесса заводнения содержание связанной воды не должно превышать 25 %; при большем ее содержании эффективность процесса площадного заводнения снижается.  [8]

Местоположение остаточных запасов нефти в продуктивных пластах определяют путем построения специальных карт. Это могут быть карты непосредственно величины запасов нефти, находящихся в зоне дренирования добывающих скважин, либо карты остаточных нефтенасыщенных толщин по продуктивному пласту, либо карты текущей нефтеотдачи в зонах дренирования добывающих скважин. Все эти карты строятся на определенную дату, которая является датой принятия технологических решений по совершенствованию системы разработки нефтяных залежей.  [9]

Сосредоточение остаточных запасов нефти в низкопроницаемых зонах, для вытеснения которых необходимо комплексное воздействие на пласт - одновременно с ограничением движения вод улучшить нефтевытеснение.  [10]

Контур остаточных запасов нефти следует проводить по середине расстояния между стягивающим рядом скважин и остальными эксплуатационными скважинами. Следует отметить, что опытч разработки Сызранского нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью показывает, что остаточные запасы нефти могут занимать очень широкую полосу, охватывающую два-три ряда скважин.  [11]

Для выработки остаточных запасов нефти из обводненной залежи необходимо компенсировать созданную в процессе разработки неоднородность. Целью управления в данном случае является обеспечение различных по площади параметров потока W, соответствующих остаточной нефтенасыщенности участков и зон: наибольшие значения W должны быть созданы в зонах с наивысшей остаточной нефтенасыщенностью.  [12]

Учитывая размеры остаточных запасов нефти в Западном-Казахстане, установили, что величина возможной дополнительной добычи ее шахтными методами имеет большое значение.  [13]

Оптимизация выработки остаточных запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов регулированием зон дренирования / / Нефтепромысловое дело.  [14]

Подобное распределение остаточных запасов нефти в основных пластах, связанное с неравномерностью их распространения и литолого-физической неоднородностью их коллекторов, при существующей системе разработки в комплексе с отставанием выработки промежуточных пластов определяет современные задачи рациональной дораз-работки. Имеется необходимость дальнейшего развития очагово-избирательной системы заводнения с одновременной оптимизацией плотности сетки скважин и разукрупнением объекта разработки. Последнее сопряжено с проблемой активизации выработки так называемых трудноизвлекаемых запасов нефти, к которым по современной классификации и относятся запасы нефти промежуточных пластов. Эта проблема рассматривается в последующих раз - Делах настоящей книги.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Начальные и остаточные запасы нефти и газа по пласту. Таблица .

Запасы нефти т.т

              1. Запасы газа млн.м3

          1. Начальные

                  1. Остаточные

          1. Начальные

                  1. Остаточные

Бал

Изв

Бал

Изв

Бал

Изв

Бал

Изв

24265

7886

19172

2793

502,3

163,2

396,9

57,8

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Пример построения карт текущих отборов

Карту текущих отборов, на которой представлена система разработки месторождения на дату анализа можно построить самим.

Карта текущих отборов составляется по каждому объекту разработки, на основе карт начальных или остаточных нефтенасыщенных толщин. В виде круговых диаграмм изображается текущая среднесуточная добыча жидкости и текущая закачка по каждой добывающей и нагнетательной скважине в выбранном масштабе в зависимости от дебита жидкости и приемистости по закачке. Данные берутся из ежемесячных отчетов (сводных таблиц работ добывающих и нагнетательных скважин, или режимов разработки по добывающим скважинам) в поверхностных условиях – добыча жидкости в т/сут, закачка в м3/сут. Масштаб приводится в условных обозначениях карты 1 см радиуса = т/сут;... м3/сут

При невозможности изобразить круговой диаграммой в принятом масштабе, дебит нефти и процент воды (малодебитные скважины) обозначаются цифрами под номером скважин.

Обводненность продукции представляется в виде сектора на круговых диаграммах добывающих скважин. Угол откладывается только от положительной вертикальной оси по направлению часовой стрелки.

При раскраске карты нефть принято показывать коричневым тоном, добываемую воду - зеленым, закачиваемую - голубым.

При наличии проектного фонда текущего года их раскрашивают красным цветом.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Оценка коэффициента нефтеотдачи, по данным разработки нефтяных залежей.

Цель работы:

определить коэффициент нефтеотдачи с помощью построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин исследуемых пластов, т. к. оценка коэффициента нефтеотдачи играет важную роль при анализе разработки нефтяных залежей.

Кроме того, большинство месторождений вступило в позднюю стадию разработки, поэтому очень важно, с помощью карты остаточных нефтенасыщенных толщин, определить зоны концентрации остаточных запасов нефти. Так как на поздней стадии мы имеем, как правило, сильно обводненный фонд добывающих скважин, значительный фонд простаивающих скважин. Имея эту информацию можно более надежно намечать мероприятия по дальнейшей эксплуатации нефтяных залежей.

Одной из важных проблем является вопрос о целесообразности эксплуатации сильно обводненных скважин и малодебитных скважин. Очевидно, что остановка таких скважин увеличит доход предприятия, так как резко сокращается объем добывающей жидкости, увеличивается средний дебит по нефти, уменьшается закачка воды, сокращается фонд скважин. Но массовая остановка отрицательно сказывается на состоянии разработки нефтяной залежи: прежде всего уменьшается текущая добыча нефти, но главное нарушается система разработки. Величина остаточных запасов на одну действующую скважину становится очень большой и очень часто извлечение их не реальным. Поэтому в зонах концентрации остаточных запасов, добывающие скважины должны эксплуатироваться независимо от рентабельности. Массовая остановка скважин приводит к значительному снижению КИН. Поэтому правильное решение может быть принято на основании комплексного анализа, как технологических, так и экономических факторов с помощью карт остаточных запасов или толщин.

В поздней стадии разработки необходимо выполнять следующие технологические решения:

- ввод скважин в зонах остаточных толщин

-воссоздание системы разработки в виде очагов заводнения в них.

-с помощью воссозданной системы применять ИНФП (изменение направления фильтрационных потоков) или циклическую закачку.

-закачка в нагнетательные скважины композиций, повышающих фильтрационные сопротивления в обводненной части пласта.

В настоящее время создано несколько десятков технологий и композиций, позволяющих ограничить движение закачиваемой воды по обводненным пропласткам и привлекать приток нефти из нефтенасыщенных зон пласта. Эти технологии получили общее название потокоотклоняющих: гелевые системы, композиции на основе силиката натрия или алюмосиликатов .

Также:

- обработки призабойных зон различными растворителями с целью очитки от АСПО.

-проведение РИР с целью ограничения притоков воды. В настоящее время наиболее эффективными являются кремний органические тампонажные материалы АКОР и композиции на основе силиката натрия.

-осуществление в зонах остаточных толщин ГРП (гидроразрыв пласта)

- осуществление щелевой, гидропескоструйной перфорации

-возврат скважин с нижележащих пластов в зоны с остаточными запасами

-бурение дополнительных скважин в зонах с оставшимися запасами

-зарезка боковых и горизонтальных стволов

- осуществление акустического или волнового воздействия на призабойную зону, с целью их очистки от загрязнений и др.

Особым случаем является технология высоковязких нефтей.

Особенно осложняется разработка залежей с высокой вязкостью нефти при наличии ВНЗ. Выработка ВНЗ и так затруднена из-за быстрого прилива воды в добывающие скважины. Поэтому в данном случае необходимо широко применять потокоотклоняющие технологии.

Очень эффективно бурение горизонтальных и БГС и технологии ИНФП. С очень высокой вязкостью - тепловые методы пароциклические обработки, когда пар периодически закачивается в добывающие скважины. После выдержки 1-2 недели пускается в эксплуатацию с повышенным дебитом.

Одним из основных показателей эффективности режима работы залежей и в целом процес­са ее наработки является коэффициент нефтеотдачи. Различают конечный и текущий коэффициент нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым запасам. Текущая нефтеотдача возрас­тает во времени по мере извлечения из пласта нефти.

Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение утвержденных извлекаемых запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. В целом коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: размеров залежи, глубины залегания, коллекторских свойств пласта, физико-химических свойств насыщающих пласт жидкостей и газов, принятой технологии разработки, системы размещения скважин и системы поддержания пластового давления.

В настоящее время, в связи развитием новых технологий, конечное значение этого показателя возрастает. Однако, наибольшими величинами, достигаемой нефтеотдачи по-прежнему характеризуются залежи нефти с высокими коллекторскими свойствами, разрабатываемые при вытеснении нефти водой.

МЕТОД ОЦЕНКИ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ ПО ПОСТРОЕННОЙ КАРТЕ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН

При анализе разработки нефтяных месторождений особое внимание уделяется оценке коэффициентов нефтеотдачи исследуемых пластов.

Существует достаточное количество методов определения конечного коэффициента нефтеотдачи по данным разработки залежей.

В данной работе рассмотрим метод определения конечного коэффициента нефтеотдачи с помощью карты остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин.

Конечная нефтеотдача пласта является одним из наиболее важных показателей разработки нефтяных месторождений и зависит от предельной обводненности добываемой из пласта нефти.

Для определения коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта необходимо построить карту остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин на анализируемую дату и определить с ее помощью остаточные запасы нефти. Затем определить достигнутую нефтеотдачу в обводненной части пласта. В основе построения карты остаточных нефтенасыщенных толщин лежит расчет остаточ­ной нефтенасыщенной толщины пласта по каждой скважине, определяемой по формуле Глаговского:

(1)

Где: Н- начальная эффективная толщина пласта, м;

-соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях.;

fB - обводненность добываемой продукции, доли.ед.

После проведения расчетов по каждой добывающей скважине, строим карту остаточных нефтенасыщенных толщин и вычисляем балансовые запасы нефти объемным методом.

studfiles.net

6.1 Оценка остаточных извлекаемых запасов нефти

Главными задачами данного дипломного проекта стали: а) оценка распределения оставшихся извлекаемых запасов по залежи; б) обоснование выбора зон для зарезки боковых стволов; в) оценка экономического эффекта от проведения данного ГТМ.

Для оценки распределения оставшихся запасов нефти по бобриковской залежи, Логовского месторождения проведена работа по оценке остаточных извлекаемых запасов нефти по каждой действующей добывающей скважине с помощью объемного метода.

Для примера данный расчет проведем по скважине: № 217

Успешность бурения боковых стволов зависит в первую очередь от обоснованности выбора точки расположения забоя бокового ствола.

С целью доизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в пластах Бб, характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина №217 Логовского месторождения.

Строительство бокового ствола в скважине №217 с целью повышения нефтеотдачи является сложной задачей, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.

Для определения остаточных запасов в предполагаемой зоне дренирования проектного бокового ствола необходимо определить первоначальные извлекаемые запасы на выбранном участке скважин.

Определение первоначальных извлекаемых запасов для участка, на котором будет расположен забой БС (бокового ствола) произведем объемным методом подсчета.

Подсчет запасов объемным методом производится по следующей формуле:

Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т (6.1)

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь дренирования, м2;

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;

β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Коэффициент усадки нефти

%,

где b – объемный коэффициент нефти

Пересчетный коэффициент

Начальные извлекаемые запасы по участку определяем по формуле:

Qн =785000·1,5·0,14·0,92·0,439·0,83·0,739 = 39100,0 т.

Перед тем, как производить зарезку БС необходимо оценить остаточные запасы на участке ствола скв № 217.

Остаточные запасы для данного участка составляют 32361 т. нефти.

Результаты расчетов приведены в табл. 6.1.2 по скважинам.

Таблица 6.1.2

Результаты расчетов начальных извлекаемых запасов нефти

№ скв.

Qн накоп, т

Qниз, т

Qоиз, т

141

159693

182652,3

22959,3

210

34142

54795,7

20653,7

213

16132

151340,5

135208,5

216

40555

200917,5

160362,5

217

6778

39139,8

32361,8

218

54075

65233,0

11158,0

223

52353

101763,4

49410,4

224

10460

120028,6

109568,6

225

13269

78279,5

65010,5

229

50646

156559,1

105913,1

232

76907

172215,0

95308,0

233

47502

146121,8

98619,8

236

5717

101763,4

96046,4

242

59291

166996,4

107705,4

340

59105

114810,0

55705,0

studfiles.net

Остаточный запас - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Остаточный запас - нефть

Cтраница 2

Для довыра-ботки остаточных запасов нефти производится уплотнение сетки скважин до 14 - 15 га / скв.  [16]

Вместе с тем остаточные запасы нефти по Ромашкинскому месторождению, числящиеся на Государственном балансе, составляют 350 млн.т. Для их добычи в соответствии с проектом разработки месторождения, утвержденного ЦКР, предусматривается бурение и ввод в эксплуатацию около 10 тыс. добывающих и нагнетательных скважин.  [17]

Подтверждено, что наибольшие остаточные запасы нефти сосредоточены в южной половине залежи, в юго-восточной линейно вытянутой зоне, примыкающей к границе выклинивания. Слабая выработка указанных зон объясняется гораздо худшей геолого-физической характеристикой и меньшей продолжительностью разработки по сравнению с северной частью. С большими сложностями осуществляется организация заводнения на этом участке. На рис. 11 представлены данные приемистости скв. Как следует из рисунка, скважина фактически принимала воду при давлении нагнетания 13 0 МПа только в мае 1987 года.  [19]

Балансовый способ определения остаточных запасов нефти вычитанием из начальных балансовых запасов нефти накопленной добычи нефти с начала разработки до момента применения методов увеличения нефтеотдачи пластов может быть полезен для оценки текущей нефтеотдачи залежи в целом, большого участка или блока залежи с обособленным ( автономным) питанием.  [20]

Такая закономерность распределения остаточных запасов нефти в основном продуктивном пласте наблюдается в скважинах, пробуренных на различных участках залежи. Можно предположить, что это является характерной для завершающей стадии разработки.  [21]

Форма и распределение остаточных запасов нефти определяются комплексом естественных ( природных) и искусственных ( технологических) факторов. В конечном счете все факторы, определяющие коэффициент нефтеотдачи, влияют на распределение и состояние остаточной нефти. Мы не будем подробно останавливаться на влиянии различных факторов на нефтеотдачу, достаточно полно изложенном в опубликованной литературе. Важнейшими факторами, влияющими на нефтеотдачу, следует считать вязкость нефти, свойства коллектора, начальное состояние нефти и газа, плотность сетки скважины и режим разработки.  [22]

При оценке распределения остаточных запасов нефти их типа и структуры, решении других нефтепромысловых задач применяется системно-структурное изучение объекта разработки на разных иерархических уровнях.  [23]

Ввиду того, что остаточные запасы нефти в залежи все еще значительны, для извлечения их предусматривается восстановление простаивающих скважин, а также забуривание вторых стволов и бурение нескольких новых скважин. Чтобы усилить влияние заводнения на залежь, предполагается перенести линию нагнетания, приблизив ее к зоне дренажа.  [25]

Важное значение для извлечения остаточных запасов нефти на обводненных участках месторождений с терригенными неоднородными коллекторами имеют технологии применения осадкогелеобразующих составов с использованием энергии пласта - минерализованной воды.  [26]

Нефтенасыщенность пластов, состояние остаточных запасов нефти перед началом применения методов увеличения нефтеотдачи - самая важная характеристика, точное знание которой необходимо для обоснования оптимальной технологии и правильной оценки эффективности применяемых методов.  [27]

Процессы естественной гравитационной консолидации остаточных запасов нефти чрезвычайно медленны и недостаточны, поэтому в решении проблемы доизвлечения остаточной нефти надо искать методы интенсификации гравитационного процесса переформирования. Следует изыскивать искусственные методы ускорения этих процессов. Теоретические исследования и анализ показывают, что эта проблема может быть вполне разрешима. В частности, остаточная нефть в крупных целиках может быть сдвинута методами активного воздействия, созданием условий для фильтрации в них.  [28]

Предложен алгоритм определения структуры остаточных запасов нефти по профилю и площади заводненного пласта, который позволяет разработать геолого-технологические мероприятия по скважинам и интервалам пласта для довыработки остаточных запасов нефти с целью увеличения нефтеотдачи пластов.  [29]

Книга посвящена проблеме извлечения остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений. На основе анализа и обобщения результатов применения комплекса техники и технологий, используемых на скважинах АО Татнефть, разработаны, испытаны новые технические, технологические решения, направленные на повышение эффективности выработки остаточных запасов нефти с учетом условий строительства, эксплуатации и ремонта скважин.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

Изобретательство СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

просмотров - 63

ВВЕДЕНИЕ

_____________________________________________________________

Президент фонда: доцент, кандидат геолого-минœералогических наук, "Заслуженный нефтяник Российской Федерации" Волощук Г. М.

Методика расчета численности аппарата управления в генподрядной строительной организации

В условиях рыночной экономики место любой строительной организации в своем сегменте рынка, прежде всœего зависит от качества работы ее управленческого аппарата. Опыт в управленческой деятельности и качественный менеджмент в первую очередь сказывается на оптимальном соотношении численности квалифицированного персонала. При формировании штатного расписании управленческого аппарата существует жесткое ограничение – экономическое обоснование лимита на содержание или АХР. АХР входит в перечень статей затрат накладных расходов в строительстве и является первой ее составляющей.

Эффективность извлечения нефти из нефтеностных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всœех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, к примеру, в странах Латинской Америки и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране 16-17%, в США, Канаде, Саудовской Аравии 33-37%, в странах СНГ и России – до 40% в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Еще в более широком диапазоне (30 – 90%) изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки.

Современные геологические запасы нефти во всœех известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т., из них более 300 млрд.т. относятся к категории неизвлекаемых современными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10-15% в среднем, или 30-40 млрд.т., возможно даже изучаемыми в нестоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. По этой причине остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют собой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Исследование в области увеличения нефтеотдачи пластов устремлены на уменьшение остаточных запасов нефти, на извлечение экономически рентабельной их части, особенно в сложных горногеологических условиях (малопроницаемые, неоднородные, расчлененные, заводненные пласты, карбонатные коллекторы, нефтегазовые залежи и т.д.), которые освоенными методами разрабатываются неэффективно.

Стоит сказать, что для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение нефтяных месторождений (до 72%), очень важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 90%), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии – задача номер один для нефтедобывающей отрасли. При этом это наиболее трудная категория остаточных запасов, особенно на месторождениях с высокой эффективностью заводнения, когда конечная нефтеотдача пластов превышает 60%, нефть рассредоточена и рассеяна бессистемно по пласту, а высокая водонасыщенность мешает вступить в контакт с нефтью любому рабочему агенту.

Сегодня из известных и промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи пластов для этой категории запасов пригодны несколько принципиальных методов, которые можно указать в порядке изученности и готовности к применению:

· водогазовые;

· физико-химические;

· микробиологические;

· волновые.

Все эти методы извлечения остаточных после заводнения запасов нефти могут применяться в виде различных модификаций. Οʜᴎ сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, гравитационно-сейсмическими процессами, большим риском получения неоптимальных результатов и требуют широких всœесторонних исследований и промысловых испытаний, прежде чем их промышленно применять.

Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа.

За многолетнюю практику разработки месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из недр.

Методы повышения нефтеотдачи пластовпредставляют собой усовершенствование обычных процессов разработки, а их теория – развитие и обобщение базовых представлений теории двухфазной фильтрации.

При изучении дисциплины «Техника и технология повышения нефтеотдачи пластов» рассмотрим:

1.I.Разработку нефтяных месторождений с использованием заводнения.

2.II.Газовые методы воздействия для повышения нефтеотдачи пластов.

3.III.Физико-химические методы воздействия.

4.IV.Воздействие на пласт физическими полями.

5.V.Механические методы воздействия.

6.VI.Воздействие на призабойную зону скважин с целью повышения нефтеотдачи различными методами.

Рассмотрим методику принятия решения о применении методов повышения нефтеотдачи и технологической реализации процесса увеличения нефтеотдачи. Дадим оценку неопределœенности и риска промышленной реализации технологии повышения нефтеотдачи. Рассмотрим вопросы охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды при реализации методов повышения нефтеотдачи.

Читайте также

  • - СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

    ВВЕДЕНИЕ _____________________________________________________________ Президент фонда: доцент, кандидат геолого-минералогических наук, "Заслуженный нефтяник Российской Федерации" Волощук Г. М. Методика расчета численности аппарата управления в генподрядной... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    6.1 Оценка остаточных извлекаемых запасов нефти

    Для оценки распределения оставшихся запасов нефти по бобриковской залежи, Логовского месторождения проведена работа по оценке остаточных извлекаемых запасов нефти по каждой действующей добывающей скважине с помощью объемного метода.

    Для примера данный расчет проведем по скважине: № 217

    Успешность бурения боковых стволов зависит в первую очередь от обоснованности выбора точки расположения забоя бокового ствола.

    С целью доизвлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в пластах Бб, характеризующейся низкими значениями фильтрационно-емкостных характеристик и недостаточной выработанностью запасов, была предложена скважина №217 Логовского месторождения.

    Строительство бокового ствола в скважине №217 с целью повышения нефтеотдачи является сложной задачей, требующей наличия информации о распределении по пласту остаточных запасов нефти.

    Для определения остаточных запасов в предполагаемой зоне дренирования проектного бокового ствола необходимо определить первоначальные извлекаемые запасы на выбранном участке скважин.

    Определение первоначальных извлекаемых запасов для участка, на котором будет расположен забой БС (бокового ствола) произведем объемным методом подсчета.

    Подсчет запасов объемным методом производится по следующей формуле:

    Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т

    где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

    F – площадь дренирования, м2;

    h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

    m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;

    β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

    η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

    ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3;

    θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

    Коэффициент усадки нефти

    %,

    где b – объемный коэффициент нефти

    Пересчетный коэффициент

    Начальные извлекаемые запасы по участку определяем по формуле:

    Qн =785000·1,5·0,14·0,92·0,439·0,83·0,739 = 39100,0 т.

    Перед тем, как производить зарезку БС необходимо оценить остаточные запасы на участке ствола скв № 217.

    Остаточные запасы для данного участка составляют 32361 т. нефти.

    Результаты расчетов приведены в табл. 6.1.2 по скважинам.

    Таблица 6.1.2

    Результаты расчетов начальных извлекаемых запасов нефти

    № скв.

    Qн накоп, т

    Qниз, т

    Qоиз, т

    141

    159693

    182652,3

    22959,3

    210

    34142

    54795,7

    20653,7

    213

    16132

    151340,5

    135208,5

    216

    40555

    200917,5

    160362,5

    217

    6778

    39139,8

    32361,8

    218

    54075

    65233,0

    11158,0

    223

    52353

    101763,4

    49410,4

    224

    10460

    120028,6

    109568,6

    225

    13269

    78279,5

    65010,5

    229

    50646

    156559,1

    105913,1

    232

    76907

    172215,0

    95308,0

    233

    47502

    146121,8

    98619,8

    236

    5717

    101763,4

    96046,4

    242

    59291

    166996,4

    107705,4

    340

    59105

    114810,0

    55705,0

    studfiles.net

    Больший остаточный запас - нефть

    Больший остаточный запас - нефть

    Cтраница 1

    Большие остаточные запасы нефти в недрах указывают на перспективность внедрения вторичных методов добычи нефти. Поэтому уже в довоенный период на промыслах объединения Азнефть были сделаны первые практические шаги в решении вопроса о рациональной доразработке залежей и повышении конечной нефтеотдачи пластов.  [1]

    Значительное снижение пластового давления в процессе разработки нефтяной залежи при наличии в ней еще больших остаточных запасов нефти указывает на быстрое истощение пластовой энергии. Это приводит к большому недобору нефти, которая из-за отсутствия энергии не способна двигаться по пласту к забоям скважин.  [2]

    Значительное снижение энергетических ресурсов в процессе разработки нефтяной залежи при наличии в ней еще больших остаточных запасов нефти приводит к недобору нефти, которая из-за отсутствия энергии не способна двигаться по пласту к забоям скважин.  [3]

    При эксплуатации подобных пластов даже небольшой мощности иногда можно наблюдать интересное, но нежелательное явление: контур воды продвигается сравнительно медленно, а контур нефти движется значительно быстрее и еще при наличии больших остаточных запасов нефти вся залежь нефти становится переходной зоной, исчезает внутренний контур нефтеносности и все ранее чисто нефтяные скважины начинают давать то или иное количество воды.  [4]

    Основным объектом, где осуществляется искусственное заводнение, на всех нефтеносных площадях Азербайджана является подкирмакинская ( ПК) свита, характеризующаяся почти полным отсутствием движения контурных вод, наличием режима растворенного в нефти газа, низким пластовым давлением, достаточно однородным литологическим составом пород и большими остаточными запасами нефти.  [5]

    Ясно, что этому условию не может удовлетворить ни один объект многолетней разработки старых площадей. Между тем рациональная доразработка ряда объектов, содержащих большие остаточные запасы нефти, но отличающихся низкой проводимостью, могла быть обеспечена только при условии применения площадного заводнения. Для этого по некоторым объектам было предпринято бурение специальных сеток скважин. Так, для дораз-работки залежи ПКНИзы на площади Хорасаны была применена пятиточечная система разбуривания.  [6]

    Мелко - и тонкозернистые, зачастую сильно глинистые коллекторы глинистых свит характеризуются низкой проницаемостью, являющейся неблагоприятным фактором при внедрении вторичных методов. Показательна в этом отношении кирмакинская свита ( особенно Бибиэйбатского месторождения) с ее очень большими остаточными запасами нефти, для которой выбор рациональных способов искусственного воздействия на пласт вследствие плохой проницаемости коллекторов является весьма серьезной проблемой.  [7]

    Участок 2 расположен в повышенной зоне пласта. Основной фонд скважин был ликвидирован в ранний период эксплуатации в связи с их низкой продуктивностью. Учитывая, что в микропористых коллекторах содержатся большие остаточные запасы нефти, предполагалось вытеснение ее осуществлять сверху вниз, используя одновременно и фактор гравитации. Для этой цели паронагнета-тельные скважины были расположены в повышенной части, а добывающие - в нижней зоне по падению пласта.  [8]

    Добыча нефти на Апшеронском полуострове имеет многовековую историю. Эксплуатация нефтеносных площадей многочисленными частными фирмами велась хищнически, без соблюдения элементарных мер по рациональному использованию естественной пластовой энергии и по охране недр. В результате эксплуатировавшиеся в тот период залежи ( преимущественно верхнего отдела продуктивной толщи) были преждевременно дегазированы и обводнены своими и чуждыми водами и практически разработка их была прекращена при больших остаточных запасах нефти.  [9]

    Несмотря на то, что уже извлечено 91.5 % запасов от НИЗ, анализ состояний остаточных запасов, проведенный ТатНИПИнефть, НПО Нефтегазтехно-логия и НГДУ Иркеннефть, показывает необходимость дальнейшей разработки в заводненных зонах высокопродуктивных коллекторов, прилегающих к внешнему кольцу и поперечным разрезающим рядам. На рис. 3 и 4 показана система заводнения площади по состоянию на 01.01.75 г. и через 25 лет. Зоны вблизи разрезающих рядов характеризуются также меньшей разбуренностью, чем центральные участки блоков. Особенно большие остаточные запасы нефти сосредоточены в пластах и зонах слияний пластов большой мощности ( более 10 м) с различной степенью проницаемости и по вертикали, и по горизонтали. Данный факт подтверждается по многим скважинам благодаря данным ГИС.  [10]

    Страницы:      1

    www.ngpedia.ru


    Смотрите также