Главная Обратная связь

Дисциплины:

Архитектура (936)
Биология (6393)
География (744)
История (25)
Компьютеры (1497)
Кулинария (2184)
Культура (3938)
Литература (5778)
Математика (5918)
Медицина (9278)
Механика (2776)
Образование (13883)
Политика (26404)
Правоведение (321)
Психология (56518)
Религия (1833)
Социология (23400)
Спорт (2350)
Строительство (17942)
Технология (5741)
Транспорт (14634)
Физика (1043)
Философия (440)
Финансы (17336)
Химия (4931)
Экология (6055)
Экономика (9200)
Электроника (7621)






Цели и задачи исследований скважин



Цель исследования скважин заключается в определении ее

продуктивности, получении данных о строении и свойствах

продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин.

Задачи исследования скважин заключаются в получении исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, проектирования опытной эксплуатации, разработки, обустройства промысла, установления технологического, гидродинамического и термодинамического режима работы скважин и наземных сооружений, оценки эффективности работ по интенсификации и

контроля за разработкой и эксплуатацией путем установления продуктивной характеристики скважин.

 

Содержание связанной воды в нефтяной залежи.

Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых месторождениях и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты.

В нефтегазовых залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, отлагались в основном в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности. Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20-30% этого объема. Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 35-40% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, т.к. связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде и до 80 кг/м3 в концентрированных рассолах.

Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод - хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Многие пластовые воды содержат в повышенном количестве йод, бром и их используют для получения этих ценных элементов. Из газообразных веществ пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород. Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1010-1020 кг/м3 и более. По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды. Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вязкость воды уменьшается. Пластовые воды обладают электропроводностью, которая зависит от степени минерализации.



31. Показатели нефтеотдачи пластов: коэффициент нефтеотдачи, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата.

КИН - коэффициент извлечения нефти

КИН=Квыт*Ксет*Кохв

Коэффициент нефтеотдачи - это величина относительная, выраженная в долях единиц или в процентах и показывающая какая часть от начальных балансовых запасов нефти извлечена или может быть извлечена из залежи Кн=Qизвлеч/Qнач.

Увеличение коэффициента нефтеотдачи одна из важнейших проблем разработки нефтяных месторождений.

Коэффициент нефтеотдачи характеризует полноту извлечения нефти из выработанной залежи и является показателем завершенного процесса разработки. Из определения коэффициента нефтеотдачи следует, что он не характеризует физически возможную полноту нефтеизвлечения, а показывает только ту долю нефти, которая может быть извлечена из залежи при разработке до экономически целесообразного предела. Коэффициент нефтеотдачи по стране меньше 50%, а в связи с вводом в разработку новых месторождений неизвлекаемые запасы возрастают, поэтому необходимо изыскивать и использовать принципиально новые методы и средства, обеспечивающие большую полноту извлечения нефти из пластов.



 

Увеличение глубины залегания продуктивных пластов удорожают стоимость разведки и разработки месторождений, увеличивает себестоимость нефти, повышение коэффициента нефтеотдачи даст возможность увеличить добычу нефти.

 

Коэффициент вытеснения нефти — отношение объема нефти, вытесненной каким-либо агентом из образца породы или модели пласта до полного насыщения этим агентом получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта

Увеличение коэффициента вытеснения достигается за счет смешиваемости нефти и вытесняющего агента (углекислый газ, газ высокого давления, растворители), снижения межфазного натяжения и повышение смачиваемости пласта водой (поверхностно-активные вещества, щелочи).

Коэффициент нефтеотдачи можно представить в виде произведения:

К = Квыт * Кохв,

Где Квыт — коэффицент вытеснения , Кохв — коэффициент охвата пласта заводнением.

Коэффициент охватапласта заводнением неоднородного пласта зависит от параметра:

μо = (кв/μв)/(кн/μн),

где кв и кн — фазовые проницаемости соответственно для воды и нефти,

μв и μн — вязкость соответственно воды и нефти.

Коэффициент охвата = (Накопленная закачка воды – Накопленная добыча воды) в пластовых условиях / поровый объем подвижной нефти.

Чем больше параметр μо, тем меньше коэффициент охвата пласта заводнением.

При увеличении коэффициента вытеснения нефти водой увеличивается водонасыщенность пласта. В соответствии с кривыми фазовой проницаемости с увеличением водонасыщенности увеличивается фазовая проницаемость для воды, а, следовательно, и параметр μо. В результате уменьшается коэффициент охвата пласта заводнением.

Таким образом, увеличение коэффициента вытеснения должно вести к увеличению нефтетдачи.. В тоже время уменьшается коэффициент охвата пласта заводнением, что ведет к уменьшению нефтеотдачи. То есть, применение агентов, увеличивающих коэффициент вытеснения , оказывают два противоположных эффекта.

 


Эта страница нарушает авторские права

allrefrs.ru - 2017 год. Все права принадлежат их авторам!