Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатика
ИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханика
ОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторика
СоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансы
ХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника

Коэффициент нефтеотдачи. Факторы, влияющие на его величину.

Читайте также:
  1. Б) Расчетные методы определения коэффициента сверхсжимаемости
  2. Влияющие на организационное поведение и организационную культуру компаний.
  3. Возрастные коэффициенты смертности
  4. Входные параметры синтеза, выбор коэффициентов смещения
  5. Входные параметры синтеза, выбор коэффициентов смещения
  6. Вычисление коэффициентов канонических уравнений
  7. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи.

Коэф. нефтеотдачи -отношение кол-ва извлечённой из пласта н. к первоначальным её запасам в пласте.

, ηохв-коэф. охвата пласта раз-кой; ηвыт-коэф. вытеснения н. из пласта.

На ηохв влиляют:1) плотность сетки скв. Sc=F/N, F-площадь залежи; N-число доб. и наг.скв. Чем выше плотность сетки, тем ниже ηохв. 2) Темпы нагнетания рабочего агента. Чем выше Рнаг, тем выше ηохв.

На ηвыт влияют: 1)μ0=μв/μн, f(S)=kв/(kв+μ0kн)=υв/υ=n-обводненность продукции.

Увеличение μ0 приводит к более равномерному фронту вытеснения. Чем больше μ0, тем больше ηвыт. 2) Абсолютная проницаемость пласта: Чем больше Кабс, тем меньше Sно. 3) смачиваемость коллектора τcosθ, θ-угол смачивания, θ>900-гидрофобный кол-ор, θ<900-гидрофильный кол-ор.

Влияет на кривые относ-ых фазовых проницаемостей.

Эффективность использования геологических запасов нефти за­лежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи, т. е. отношением извлеченного из залежи количества нефти к ее пер­воначальным запасам.

Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: физи­ческих свойств пород и пластовых жидкостей, режима работы за­лежи, показателей разработки месторождения (сетки расположения скважин, темпа и порядка ввода их в эксплуатацию, интенсивности отбора жидкостей из пласта), степени охвата залежи вытесняющим нефть агентом и т. д. Таким образом, значения коэффициента нефте­отдачи для месторождений с одним и тем же режимом работы могут быть различными.

Точно подсчитать этот коэффициент трудно. Приближенное его значение определяют или непосредственно по результатам исследо­вания керна, или теоретическим расчетным путем. Опыт разработки месторождений с водонапорным режимом показывает, что наиболее высокий коэффициент нефтеотдачи (0,8) достигается при водонапор­ном режиме. Иначе говоря, при этом режиме можно извлечь до 80% общего количества нефти, заключенной в ней до начала разработки.

Достигается это благодаря тому, что нефть вытесняется водой, вязкость которой в пластовых условиях может быть больше вяз­кости нефти и во много раз превышает вязкость газа. Установлено, что чем больше вязкость вытесняющего агента по сравнению с вяз­костью нефти, тем больше нефтеотдача.

Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом находится в пределах 0,3—0,6, для режима растворенного газа 0,2—0,4 и при гравитационном режиме колеблется в пре­делах 0,1—0,2 (например, для девонских отложений Ухтинского месторождения).

 


Дата добавления: 2015-08-09; просмотров: 303 | Нарушение авторских прав


Читайте в этой же книге: Режимы разработки нефтяных месторождений. Соответствующие значения коэффициентов нефтеотдачи. | Упругий режим. Формы проявления и основные уравнения. | Оценка применимости методов повышения нефтеотдачи. Механизм влияния различных факторов на коэфф. извлечения нефти. | Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. | Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. | Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. |
<== предыдущая страница | следующая страница ==>
Расчет дебитов скважин при режиме растворенного газа. Ф-ция Христиановича.| Влияние температуры на физические и теплофизические свойства пород и флюидов

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.006 сек.)