Определение нефтеотдачи пласта

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА [c.32]

Мелик-Пашаев В. С. и др. Методическое руководство по определению нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным и пересчету запасов нефти по длительно разрабатываемым залежам.-М. Недра, 1964. [c.221]

Рассматриваются теоретические положения о растворяющей способности сжатых газов и методы определения растворимости в них различных веществ. Показана роль сжатых газов в извлечении и переносе углеводородов, а также в образовании нефтяных, газовых и некоторых рудных месторождений. Освещаются вопросы применения сжатых газов для разделения смесей термически неустойчивых веществ и для экстракции. Приводятся материалы по использованию сжатых газов для увеличения нефтеотдачи пласта. [c.2]

Полиэтиленоксиды ПЭО — воскоподобные термопластичные гомополимеры линейного строения с высокой молекулярной массой и имеют химическую формулу (—СНг—СНг—О) . Это продукты полимеризации окиси этилена с помощью различных катализаторов. ПЭО растворяются в воде и ароматических углеводородах. Основные недостатки ПЭО—их неустойчивость во времени и отсутствие эффекта дополнительного сопротивления, которым обладают полиакриламиды. Тем не менее такие ПЭО, как метас, комета и др., при определенных условиях могут быть использованы для повышения нефтеотдачи пластов. [c.109]

Лаборатория нефтеотдачи пластов может состоять из нескольких групп, которые выполняют определенные виды работ [c.270]

Для определения наиболее эффективных технологий, условий и перспектив применения был проведен анализ МУН и обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) за последние 10 лет на терригенных коллекторах основного объекта разработки Д Ново-Елховского месторождения. Была рассмотрена и проанализирована технологическая эффективность работ по 24 методам увеличения нефтеотдачи пластов и пяти видам обработок призабойной зоны. [c.78]

Такие четырехкомпонентные микроэмульсионные системы, включающие мицеллообразующие ПАВ, обычное ПАВ (чаще всего это спирты С5—С12), углеводород и воду, а также пятикомпонентные системы, содержащие, помимо перечисленных веществ, электролиты, приобрели особое значение в последние годы в связи с проблемой повышения нефтеотдачи пластов, о которой говорилось в гл. П1. Тонкое регулирование полярности дисперсионной среды за счет изменения концентрации компонентов, длины цепи углеводорода и спирта и природы (гидрофильно-липофильного баланса) мицеллообразующего ПАВ позволяет в этих случаях получать как прямые, так и обратные микроэмульсии. Они могут находиться в равновесии с макрофазой — молекулярным раствором того же состава, что и состав дисперсной фазы микроэмульсии. Подобно случаю двухкомпонентных критических систем (см. 2), соответствующим подбором состава здесь удается получить микроэмульсии — обратные и прямые, равновесные друг с другом и, кроме того, с дисперсионной средой промежуточной полярности. Такие микроэмульсионные системы могут образовывать фазовую границу раздела с очень малым поверхностным натяжением как с водой, содержащей определенную концентрацию солей, так и с углеводородом. Для этого необходимо достижение такого баланса молекулярных взаимодействий в объемах и на границе фаз, когда ПАВ обнаруживает примерно одинаковую поверхностную активность при адсорбции на границе из обеих фаз водной и масляной. [c.235]

Традиционный подход к определению эффективности применения физических и химических методов воздействия как методов повышения нефтеотдачи пластов основывается на выполнении гидродинамических расчетов по установлению основных показателей разработки месторождения по базовому варианту и по варианту с применением метода. Затем производится сравнение по обоим вариантам показателей разработки за весь срок и в динамике — по годам [13, 14]. Эффект от применения метода может заключаться в увеличении текущей и конечной нефтеотдачи пластов, увеличении темпов добычи нефти, в уменьшении обводненности продукции скважин и т.д. [c.220]

О ДОСТОВЕРНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИХ ЗАПАСЫ НЕФТИ И НЕФТЕОТДАЧУ ПЛАСТОВ [c.18]

Правильное определение коэффициента нефтеотдачи пластов имеет большое значение для совершенствования теории и практики разработки залежей. Поэтому во всех случаях необходимо объективно определять фактически достигнутый коэффициент нефтеотдачи с максимальным приближением к его истинному значению. Исследование этой задачи имеет важное значение в развитии методов количественной оценки остаточной нефти в длительно разрабатываемых залежах по формам их нахождения. Решение этой задачи позволило бы более обоснованно выбрать методы увеличения нефтеотдачи в конкретных геолого-физических условиях. [c.26]

Нефтеотдачу однородного пласта можно определить как отношение площади, заключенной между ординатой 5 = (рис. 1.4) и кривой распределения водонасыщенности, к площади, определяемой произведением (1 - 5, )/. Тогда формула для определения нефтеотдачи на любой момент времени запишется в виде [c.34]

Дальнейшее развитие работ по разработке новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов с использованием ПАВ должно происходить по пути поиска эффективных композиционных систем на основе ПАВ, обеспечивающих малую адсорбцию на породе, химическую, механическую и биологическую стойкость в условиях пластовой системы объекта применения. Новые композиционные системы на основе ПАВ перед проведением промысловых экспериментов должны тщательно исследоваться для определения значений адсорбции, степени химического, механического и биологического разрушения в пластовых условиях и на предмет оценки влияния ПАВ на реологические свойства нефтей. [c.108]

При использовании метода М. И. Максимова для определения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов предполагается, что в результате нового воздействия на залежь происходит изменение текущей обводненности добываемой жидкости, что несколько искажает прямолинейный участок графика. Пусть характеристика вытеснения для рассматриваемого объекта в координатах представлена кривой, показанной на рис. 5.1. Тогда накопленные добыча нефти и воды на момент времени tl соответственно равны и ,1, а на прогнозируемый период, момент 2 они должны составлять согласно уравнению прямой Q 2 и 52- Допустим, что на момент времени ( 1 < 2) на объекте применяли новый метод увеличения нефтеотдачи, который изменил обводненность добываемой жидкости, добыча жидкости при этом осталась постоянной или изменилась незначительно. При эффективном применении метода воздействия на пласт накопленная добыча нефти на момент 2 составит 2 + воды з2 - где AQ , AQ, — соответственно прирост добычи нефти и увеличение добычи воды на момент 2. полученные в результате применения МУН. Кривая вытеснения при этом сместится в положение 2 (рис. 5.1, б). [c.202]

На основе использования данных эксплуатации скважин построить основные характеристики вытеснения нефти, предусмотренные в Методическом руководстве по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов , РД-153—39.1-0.04—96. [c.249]

Ниже рассматривается опыт разработки малопродуктивных низкопроницаемых пластов, обобщение которого позволяет сделать определенные выводы об эффективности (или неэффективности) применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов. [c.9]

Расчет эффективности по участку, включающему одну или несколько нагнетательных и группу реагирующих добывающих скважин, проводится для определения величины дополнительной добычи нефти за счет проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов на ограниченной по площади части пласта. [c.158]

Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов.- РД 39-0147035-209-87.- М. ВНИИнефть, 1987. [c.222]

Раковский Н.Л. Определение эффекта при внедрении методов повышения нефтеотдачи пласта//Нефтепромысловое дело,- 1977.- № 3. [c.223]

Руководящий документ по определению эффективности применения технологий повышения добычи нефти и нефтеотдачи пластов (Проект),-ОАО ЛУКойл , 1997. [c.223]

Использование диоксида углерода. По данным БашНИПИнефти метод наиболее экономичен на месторождениях с высокой степенью обводненности на поздней стадии разработки. В СССР НИОКР по закачке СО2 в целях увеличения нефтеотдачи пластов проводятся с 60-х годов. Они заключаются в теоретическом и экспериментальном определении возможности ПНО в различных геолого-физических и экологических условиях, составлении проектов обустройства и разработки месторождений с применением СО2, подборе необходимого оборудования и составлении требований к вновь разрабатываемым моделям и типам оборудования, выработке мероприятий по защите от коррозии нефтепромыслового оборудования, проведении опытно-промышленных испытаний метода. Лабораторные исследования вытеснения нефти различного состава и с диапазоном применения вязкости от 0,3 до 47 мПа-с показали, что применение оторочек диоксида углерода величиной 15—30% объема порового пространства обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения на 15—25% от начальной нефтенасыщен-ности. [c.76]

Эффективность химических МУН во многом определяется использованием технологии системного воздействия на продуктивные пласты, которая для конкретных условий устанавливает определенную очередность обработки скважин специально разработанными рецептурами растворов химических реагентов, в результате чего не только повышается эффективность работы отдельных скважин, но и увеличивается нефтеотдача пласта. [c.116]

Отметим, что преимущества разветвленных и горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными заключены в разрежении плотности сетки скважин, ускорении темпов добычи нефти, усовершенствовании обычных методов повышения нефтеотдачи пластов, в увеличении конечной нефтеотдачи, вовлечении в разработку залежей с высоковязкими нефтями, доразработке истощенных пластов и т.д. Для более широкого применения горизонтального бурения требуется разработать теоретические и методологические основы проектирования, а также технико-экономической оценки различных вариантов разработки с использованием горизонтальных скважин. Одновременно необходимо решать технико-технологические задачи выбор рациональных типовых конструкций ГС, определение системы допусков на отклонение стволов, разработка технологии и технических средств для крепления и заканчивания горизонтальных скважин. Большое внимание требует разработка навигационных систем контроля параметров оси скважин и пласта непосредственно в процессе бурения, разработка технологии и технических средств для геофизических и гидродинамических исследований горизонтальных стволов непосредственно в процессе бурения, разработка технологии и технических средств для освоения, эксплуатации и ремонта ГС в различных условиях. [c.188]

Такой характер зависимости безводной нефтеотдачи от скорости фильтрации подтвержден работами, из которых видно, что при отношениях вязкости нефти и воды цо 3 существуют определенные значения скорости фильтрации, обеспечивающие равномерное продвижение воды в микронеоднородном пласте и максимальную безводную нефтеотдачу ( б). В частности, в экспериментах с отношением вязкости го = 3,1 критическая или оптимальная скорость фильтрации равна примерно 400 м/год. При вытеснении углеводородных жидкостей вязкостью 6,6 и 17,5 мПа-с максимальные безводные нефтеотдачи получены при скоростях фильтрации порядка 125 и 30 м/год соответственно. При отношении вязкостей Но =1,2 правая ветвь зависимости б (у) не исследована несмотря на то, что линейная скорость вытеснения была доведена примерно до 19 000 м/год. Это обстоятельство еще раз подчеркивает доминирующее влияние капиллярных сил при вытеснении нефти малой вязкости водой из гидрофильных пластов. В подобных случаях условия гидродинамической неустойчивости вытеснения практически не достигаются. [c.93]

При таком распределении в коллекторе нефти и воды можно ожидать, что связанная вода приводит к снижению влияния микронеоднородности пласта на вытеснение нефти водой. Ранее указывалось, что состояние вытеснения нефти водой зависит от микростроения коллектора, что, в конечном итоге, проявляется в определенной зависимости текущей нефтеотдачи от скорости фильтрации. Уменьшение микронеоднородности нефтенасыщенной части пласта за счет содержания в мелких порах и в сужениях порового пространства связанной воды — одна из основных причин изменения нефтеотдачи от скорости фильтрации. Иначе говоря, при наличии связанной воды следует ожидать более равномерное проникновение нагнетаемого агента в нефтенасыщенное поровое пространство. [c.96]

Без расчетов ясно, что, если соли влияют только на вязкость раствора, то их итоговое действие на нефтеотдачу будет отрицательным если соли изменяют только сорбцию, то их итоговое действие при закачке в пласт полимерного раствора положительно. Определение разумной границы между этими двумя случаями — задача проектирования рациональной технологии. [c.165]

Из приведенных определений ясно, что коэффициент нефтеотдачи во столько раз меньше коэффициента вытеснения нефти, во сколько раз объем промытой части пласта меньше всего объема, охваченного вытеснением. [c.14]

Коэффициент нефтеотдачи, определенный в лабораторных условиях, по приведенной выше терминологии соответствует коэффициенту вытеснения, и нефтеотдача реального пласта будет всегда меньше, так как лабораторные методы исследования не позволяют моделировать процесс вытеснения с соблюдением всех критериев подобия. Тем не менее, как за 26 [c.26]

Большая нефтепромысловая практика применения методов ограничения притока вод в скважины показала возможность успешного выравнивания процесса вытеснения нефти из неоднородных пластов за счет повышения фильтрационного сопротивления промытых пропластков с применением различных водоизолирующих составов. Однако недостаточная изученность механизма действия методов ограничения притока вод в добывающие скважины и движения в пластах привела к недооценке роли их в системах разработки нефтяных месторождений. В определенной степени этим объясняется отсутствие высокоэффективных методов воздействия на обводненные пласты с целью ограничения добычи воды и повышения нефтеотдачи. [c.46]

Как уже указывалось выше, причина сравнительно низкого коэффициента микроохвата гидрофильных однородных пластов — капиллярные силы, в которых из-за преимущественного проникновения воды в мелкие поровые каналы крупные поры остаются неохваченными заводнением. Следовательно, увеличивая в породах рассматриваемого типа гидродинамический градиент давления, т. е. скорость нагнетания воды, можно достигнуть определенного увеличения безводной и конечной нефтеотдачи пласта. Указанное увеличение нефтеотдачи происходит в результате выравнивания скоростей проникновения воды в поровые каналы разного диаметра. При непрерывном увеличении градиента давления теоретически можно достигнуть условия, при котором скорости движения нагнетаемой воды в крупных поровых каналах будут намного превышать скорости фильтрации в мелких иоровых каналах. Иначе говоря, непрерывное приращение скорости нагнетания воды в микронеоднородном пласте может привести к снижению безводной нефтеотдачи. [c.92]

Принцип действия реагентов с позиций физико-химической технологии нефти заключается в подаче в породы-коллекторы дисперсных систем со строго определенными размерами полидисперсных частиц (иен, микроэмульсий, технического углерода), что влняет иа перераспределение потоков между порами различных размеров и изменение гидродинамики флюидов и обеспечивает таким образом увеличение коэффициента охвата и соответственно нефтеотдачи пласта. Реагенты могут влиять не только на коэффициент охвата, но и на коэффициент вытеснения флюидов из пор. [c.192]

Для объективной оценки эффективности применения НПАВ в процессах повышения нефтеотдачи пластов был разработан метод определения химической стабильности НПАВ типа ОП-7, ОП-10 и АФ9-12 в условиях, приближенных к пластовым [32]. Метод позволяет судить о количественном и качественном присутствии НПАВ и продуктов их деструкции. Лабораторные испытания НПАВ на химическую стабильность проводились в присутствии пластовой воды и породы продуктивного пласта в герметических сосудах -автоклавах - в термобарических условиях конкретного месторождения при постоянном, контроле за температурой и давлением. Контроль за химической стабильностью НПАВ осуществлялся методом тонкослойной хроматографии. Сравнение хроматограмм исходного неонола и продуктов его деструкции, полученных в результате эксперимента, позволяет оценить процесс химической деструкции для условий конкретного месторождения. Появление на хроматограмме зон, отличных от исходного ПАВ, свидетельствует о возникновении продуктов деструкции НПАВ, а исчезновение зоны, характерной для исходной НПАВ - о полной химической деструкции последнего. Продукты химической деструкции и исходный НПАВ выделяли методом колоночной хроматографии с использованием растворителей, имеющих различную элюирующую способность, что позволило количественно разделить реакционную массу на фракции, содержащие отдельные продукты деструкции и исходный неонол. Выделенные индивидуальные продукты химической деструкции НПАВ идентифицировались методами ИК-, ЯМР-Н - и С - спектроскопии и элементного анализа. Степень химической деструкции рассчитывали по формуле [c.19]

Для пластов Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью и температурой, Л. К. Алтуниной и ее сотрудниками экспериментально обоснован и внедрен технологический процесс применения неорганических гелей для увеличения нефтеотдачи пластов [50]. Метод основан на способности системы соль алюминия — карбамид — вода непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и СОг- В методе реализован известный принцип возникающих реагентов (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразную систему. При температуре выше 70 °С в нем происходит гидролиз карбамида. При этом образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплек-сов алюминия и во всем объеме раствора мгновенно образуется гель. [c.62]

С позиций сегодняшнего дня это можно объяснить слабой поверхностной активностью на границе раздела нефть — вода, незначительными нефтеотмываюш,ими свойствами, большими потерями в пласте, неопределенностями в оценке технологической эффективности метода по промысловым данным [61, 23]. Кроме того, метод далек от универсальности. Он может эффективно использоваться в строго определенных геолого-физических условиях, о чем свидетельствует многолетний опыт (с 1971 г.) применения ПАВ в Татарии для повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона. По объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ в объединении Татнефть занимает второе место после закачки серной кислоты. На месторождениях Татарстана закачано около 60 тыс. т водорастворимых и около 20 тыс. т маслорастворимых ПАВ. Только на Ромашкинском месторождении за счет закачки ПАВ добыто более 3 млн. т нефти, или 47,5 т на 1 т ПАВ [21]. [c.66]

Ранее показано, что стабильность — важнейший показатель, характеризующий способность неионогенных ПАВ (НПАВ) сохранять химический состав, структуру и физико-химические свойства при воздействии пластовой воды и нефтеносной породы и термобарических условий пласта. При разработке эффективных нефтевытесняющих композиций для увеличения нефтеотдачи пластов определение химической стабильности различных НПАВ (например, АФэ-12, АФд-6 и др.) в условиях, близких к пластовым, оценка количества оставшегося НПАВ и химического состава продуктов разложения являются важными и актуальными. В связи с этим в НПО Союзнефтеотдача были выполнены систематические научные исследования с участием автора. Исследованы причины химической нестабильности НПАВ и предложены методы оценки степени стабильности ПАВ. [c.111]

Расчеты по предложенному методу для девонских залежей Туймазинского и Шкаповского месторождений дали значения, совпадающие с проектными. При расчетах Ново-Хазин-ского, Арланского и некоторых других месторождений получены значения меньше проектных, так как на этих месторождениях проектировалось использование ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов. Таким образом, применение формулы для определения конечной нефтеотдачи пластов, работающих на жестководонапорном режиме, является вполне возможным. [c.212]

При разработке нефтяных месторождений с водонапорнйм режимом конечная нефтеотдача пласта зависит от охвата пласта сеткой скважин, коэффициента вытеснения нефти водой и коэффициента охвата пласта. Как показали исследования нагнетательных скважин глубинными расходомерами, радиоактивными изотопами и другими методами, приемистость нагнетательных дкважин не распределяется равномерно по всей мощности пласта, а приурочена к определенному интервалу [1]. Например, в нагнетательных скважинах, которые были освоены гидроразрывами, интервал приемистости пласта совпадал с местоположением трещины. [c.93]

Для повышения эффективности геофизических методов в определении текущего ВНК необходимо эксплуатационную скважину обсадить против продуктивного пласта колонной специальной конструкции. Такая колонна труб изготовляется из электронепроводящего материала (пластмассы), а в стенках труб равномерно распределяются проводящие элементы, обеспечивающие электрический контакт жидкости в скважине с окружающими горными породами. Очевидно, в подобной скважине можно в любой момент жизни нефтяной залежи производить измерения методом сопротивлений и уверенно определять ВНК и текущую нефтеотдачу пласта. [c.87]

С этих позиций просматриваются обш>1е свойства разнообразных по своей физико-химической природе методов увеличения нефтеотдачи пластов. С определенной условностью все многообразие методов увеличения нефтеотдачи можно разбить на методы, улучшающие вытеснение и снижающие интенсивность целикообразования, и методы, увеличивающие подвижность целиков. [c.49]

Рассмотрен системный ресурсно-энергетический подход к анализу эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Проанализировано состояние и перспективы совершенствования этих методов. Описаны способы определения и уточнения расходов рабочих агрегатов при извлечении нефти, а также пути их экономии за счет эффективного использования объемных и гравитационных эффектов, выбора рациональных сеток скважин, парациклических обработок скважин и установок когенерации. [c.175]

Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений существенно зависит от содержания в нефти высокомолекулярных компонентов - смол, асфаль-тенов и парафина. Нефти, содержащие в своем составе значительное количество высокомолекулярных компонентов, при определенных условиях обладают структурно-механическими свойствами. Вязкость таких нефтей является переменной величиной, зависящей от напряжения сдвига нефти, а в условиях фильтрации в пласте - от градиента пластового давления. Для описания процессов фильтрации и вытеснения аномально вязких нефтей не пригодны обычные методы, разработанные применительно к нефтям, не обладающим структурномеханическими свойствами. В связи с открытием и вступлением в разработку залежей нефти с большим содержанием смол, асфапьтенов и парафина исследования особенностей фильтрации и изучение механизма нефтеотдачи пласта имеют важное теоретическое и практическое значение. [c.2]

Показаны методы определения областей существования микроэмульсий в системе вода-НПАВ-утлеводород. Определены области существования микроэмульсий на основе смесей оксиэтилирова.нных алкилфенолов со степенью оксиэтилирования п=3,4,5,6,7,12 для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащих высокоминерализованные пластовые воды. Исследовано влияние состава полимергомологов неионогенных ПАВ и минерализация водной фазы на температурный интервал существования микроэмульсии. [c.151]

В большинстве проведенных экспериментов по определению коэффициента нефтеотдачи моделей пласта подтверждается исходная гипотеза о выравнивании фронта вытеснения при закачке загущенной воды вместо обычной и, следовательно, повышении коэффициента нефтеоотдачи. Существует достаточно четкая корреляция между концентрацией и вязкостью раствора полимера и степенью вытеснения продукции из линейной пористой модели пласта. В опытах с карбоксиметнлцеллюлозон КМЦ (рис. 63) наблюдается резкое увеличение полной и особенно безводной нефтеотдачи модели пласта при концентрации полимера до 0,5—1 %. Заметим, что такая концентрация в промысловых условиях может быть достигнута лишь при использовании крупнотоннажной технологии. [c.120]

Следует указать на некоторое различие между определениями оптимальной скорости фильтрации в микро- и макронеоднород-ном пласте. В первом случае оптимальная скорость фильтрации соответствует максимальной безводной нефтеотдаче. В макроне-однородном пласте оптимальные скорости фильтрации не обязательно соответствуют максимальной безводной нефтеотдаче, хотя при этом достигается максимальное значение коэффициента макроохвата. Это объясняется тем, что в высокопроницаемом пропластке гидродинамические скорости фильтрации могут ока- [c.102]

Приводятся результаты лабораторных. лсследований по нейтрализации в процессе фильтрации реагента, содержащего 40 низкомолекулярных жирных кислот С -С . Экспериментально определен участок интенсивной нейтрализации реагента в пласте, выявлено влияние нефтенасыщенности иа изучаемый процесс. Установлено, что при аопользовании подобных реагентов для увеличения нефтеотдачи в карбонатных пластах показате- [c.118]