Контрольная работа Перевозчиков А.А.. Факторы, влияющие на конечный коэффициент извлечения нефти
 Скачать 76.05 Kb.
|
|
Факторы, влияющие на конечный коэффициент извлечения нефти Нефтеотдача (КИН) – отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте. Конечная нефтеотдача – отношение количества накопленной добычи нефти в конце разработки залежи к первоначальным запасам Наибольшее влияние на нефтеотдачу оказывают вязкость извлекаемой нефти: чем больше вязкость тем, меньше нефтеотдача. Геологическое строение месторождения и пластово-водонапорной системы: чем больше в продуктивном интервале выделяется пластов и пропластков, характеризующихся прерывистостью простирания, неоднородностью коллекторских свойств, тем меньше нефтеотдача. А также система разработки месторождения и вид пластовой энергии, обусловливающей приток нефти к добывающим скважинам. При естественных режимах истощения нефтяной залежи и благоприятных геолого-геохимических условиях (вязкость нефти 1,25-5 мПа*с, незначительная пласта). Коэффициент нефтеотдачи составляет: при упруго-водонапорном режиме 50-70%; режиме газированной жидкости 25-35%; гравитационном режиме 30-40%; газонапорном режиме 35-40%. Наибольшая нефтеотдача 65-70% при современных системах разработки нефтяных месторождений достигается нагнетанием в пласт рабочих агентов, вязкость которых в пластовых условиях не намного меньше вязкости нефти. Обоснование системы ППД. Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт: -естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. 1)Законтурное заводнение. Применяются на не больших (до 5км) залежа. Закачка воды осуществляется в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеностности (100-1000м).  Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением. 2)Приконтурное заводнение. Применяется на небольших залежах при существенно сниженной проницаемости пласта в законтурной области или при затруднении связи законтурной воды с нефтенасыщенной частью пласта (например, при выпадении окислившихся тяжелых фракций нефти в области ВНК). Закачка воды осуществляется непосредственно в область водонефтяного контура.  Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением. 3)Внутриконтурное заводнение. Применяется на крупных залежах для исключения экранирования и консервации центральной части залежи. Разделяется на блоковое (рядное), площадное, избирательное, очаговое. 20. Обоснование способа эксплуатации скважин. При разработке месторождения имеют место три способа эксплуатации скважин: В первом случае добывающие скважины эксплуатируются фонтанным способом – наиболее эффективным и наименее затратным. Во втором случае скважины могут эксплуатироваться фонтанным способом или с помощью скважинных насосов, применение которых обеспечивает ввод в скважины с поверхности дополнительной энергии, что позволяет снижать забойное давление, увеличивать депрессию на пласт и приток жидкости. В третьем случае применяется механизированная эксплуатация скважин с помощью глубинных насосов и других способов за счет ввода в скважину дополнительной энергии. 31. Разработка нефтяных месторождений. Определение. Основные задачи. Разработка - это управление движением жидкости, посредством надлежащего размещения добывающий и нагнетательных скважин по площади месторождения, с оптимальным расходованием пластовой энергией. Основные задачи: создание направленных условий движения жидкости, путем размещения добывающих и нагнетательных скважин. Непосредственно на пласт имеем возможность оказывать влияние с помощью скважины добывающей и нагнетательной. Добывающая скважина создает зону пониженного давления, а нагнетательная зону повышенного давления. Создавая и регулируя зонами повышенного и пониженного давления, происходит управление движением жидкости. 39. Разработка нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин. Выбор профиля горизонтальной скважины. Обоснование длины горизонтального ствола скважины. Горизонтальная скважина (ГС) – это скважина конечной длины, ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80–100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальной проницаемостью; при освоении залежей углеводородного сырья ограниченной площадью для установки бурового оборудования; для повышения нефтеотдачи пластов при доработке месторождений на поздней стадии эксплуатации; при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др. Профиль направленной ГС должен обеспечить: -высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации; -бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств; -минимальные затраты на строительство скважины; -возможность применения методов одновременной эксплуатации нескольких горизонтов при разработке многопластовых месторождений нефти; безаварийное бурение и крепление; -минимальные нагрузки на буровое оборудование при спуско-подъемных операциях; -надежную работу внутрискважинного эксплуатационного оборудования; свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств. Дебит горизонтальной скважины зависит от длины ствола - чем больше длина, тем выше дебит. Следует отметить, что при увеличении длины горизонтального ствола пласт вырабатывается более интенсивно, поэтому возможен несколько более высокий рост обводненности продукции. Оптимальная длина ГС определяется реализованной сеткой скважин, текущим состоянием разработки, размерами прогнозируемых целиков нефти (для БГС) и техническими возможностями бурения. При чрезмерно большой длине горизонтального ствола увеличивается риск вскрытия им уже частично дренированной зоны вблизи соседних добывающих скважин.  |