КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА

Лекция 5

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА

Под эксплуатационным объектом понимают продуктивный пласт, часть пласта илигруппу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин.

Пласты,объединяемые в один объект разработки,должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов,физико-химические свойства и составнасыщающих их флюидов, величины начальныхприведенных пластовых давлений.

Приразбивке нефтеносной свиты на этажи разработки необходимо использоватьследующие правила :

  • в пределах нефтеносной свиты выделяют, как правило не более трех этажей (чтобы не бурить более трех серий скважин, что экономически не целесообразно );
  • если взаимное расположение эксплуатационных объектов таково, что невозможно ввести их в разработку путем возврата скважин( например при наличие перекрытия головных частей пластов наклонной поверхностью размыва) , то необходимо проектировать более трех этажей разработки;
  • этаж разработки должен быть выбран так, чтобы производительность нижнего базального пласта была выше возвратных объектов в этом этаже;
  • для повышения эффективности разработки необходимо объединять пласты для совместной эксплуатации, что позволить повысить производительность скважин .

Пластысовмещают в один эксплуатационныйобъект, руководствуясь следующимипринципами:

  • качество нефти из совмещаемых пластов должно быть одинаковым;
  • литологический состав, мощность, пористость, проницаемость должны быть в близких пределах;
  • должны быть сходными геолого-промысловые показатели пластов.

5.1.1. Коэффициент охвата вытеснением и его определение

Приразработке залежей УВ одна из главныхзадач—возможно более полное вовлечениеобъема залежи в процесс дренирования.

Степень вовлечения объема эксплуатационногообъекта в разработку характеризуетсякоэффициентом охвата залежи разработкойKохв.р, представляющим собой отношениечасти эффективного объема эксплуатационногообъекта Vохв.

р, включенной в процессдренирования под воздействием всехвидов энергии, которыми она располагает,к общем эффективному объему залежи(объекта)

VобщKохв.р=Vохв.р/Vобщ.

При разработкегазовых и газоконденсатных залежей,которая осуществляется с использованиемвозможностей природных режимов, вусловиях непрерывно снижающегосяпластового давления вследствие большойподвижности пластового газа весь объемзалежи обычно представляет собой единуюгидродинамическую систему, все точкикоторой взаимодействуют между собой.В результате практически весь объемзалежи включается в процесс дренирования,т. е. Кохв.р=1

Условияразработки нефтяных эксплуатационныхобъектов, особенно при больших площадяхнефтеносности и повышенной вязкостинефти, часто характеризуются слабойгидродинамической связью между отдельнымиих частями, в результате чего изменениедавления в одной точке объекта можетне оказывать видимого влияния на другиеего точки. В связи с этим величина Кохв.рчасто меньше единицы.

Какуже отмечалось, в России нефтяныеместорождения разрабатывают в основномс искусственным воздействием на пласт.При нагнетании в пласт воды (или другогорабочего агента) вытеснение нефти кзабоям добывающих скважин и дренированиезалежи в целом происходит практическитолько за счет энергии закачки.

В этихусловиях особо важное значение приобретаетоценка степени охвата продуктивногообъема процессом вытеснения нефти.

Охваченной процессом вытеснения считаютту часть эксплуатационного объекта,где в результате поступления в пластынагнетаемой воды не происходит сниженияпластового давления, благодаря чемускважины эксплуатируются с устойчивымидебитами, соответствующими продуктивнойхарактеристике перфорированных пластов.

Коэффициентохвата вытеснением Кохв. выт представляетсобой отношение части эффективногообъема залежи (эксплуатационногообъекта) Vохв.выт, участвующей вдренировании под воздействием вытесняющегоагента, к общему эффективному объемузалежи (объекта) Vобщ:

Кохв.выт =Vохв.выт/Vобщ

Коэффициентохвата вытеснением входит в формулу,используемую для прогноза коэффициентанефтеотдачи. Его величина оказываетбольшое влияние на конечную нефтеотдачуи на темпы добычи нефти.

Достижениевозможно большей величины этогокоэффициента играет решающую роль привыборе системы разработки для новойзалежи и является основной целью развитияи совершенствования этой системы, атакже управления протекающими в пластахпроцессами на протяжении всего периодаразработки.

Различаюткоэффициент охвата по мощности икоэффициент охвата по площади.

Коэффициентохвата вытеснением по мощности Kохв.вытh определяется в скважине как отношениенефтенасыщенной мощности, подвергающейсявоздействию, к суммарной эффективнойнефтенасыщенной мощности объекта.

Внагнетательных скважинах подвергающимисявоздействию считают те пласты и прослоиэксплуатационного объекта, в которыепоступает нагнетаемая вода, а в добывающихскважинах—пласты и прослои, активноотдающие носить в условиях стабильногоили даже возрастающего пластовогодавления.

Коэффициентохвата вытеснением по площади Кохв.вытS определяют для каждого пластаэксплуатационного объекта в отдельности.Численно он равен отношению площади,охваченной процессом вытеснения, кобщей площади распространенияпласта-коллектора в пределах залежи.

ВеличиныКохв.выт h,Koxв. выт Sи Кохв.выт зависят в первую очередь отгеологической характеристикиэксплуатационного объекта. Большоевлияние оказывают также степеньсоответствия принятой системы разработкигеологической характеристике объектаи условия ее реализации.

.Как показывает опыт разработки, припониженной подвижности нефти (Кпр/н

Источник: https://studfile.net/preview/5332621/page:12/

Коэффициент извлечения нефти и методы повышения КИН в России

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА

Нефтеотдача, или коэффициент извлечения нефти, (КИН) — отношение количества добываемых запасов к величине природной горючей жидкости, находящейся в пласте-коллекторе.

По оценке, проведенной в 2006 году, мировой показатель находился в диапазоне от 0,3 до 0,35 (30—35%). Если планируется получение КИН более 40−50%, то считается, что это активные ресурсы.

При значении 20−30% специалисты называют их трудноизвлекаемыми залежами.

Геологические и извлекаемые запасы

Помимо проектного, существует текущий коэффициент, который показывает количество уже добытых геологических ресурсов. Его значение всегда меньше проектного. Обычно когда специалисты говорят о запасах, то они подразумевают извлекаемые ресурсы, а если речь идет о КИН, то имеют ввиду плановый показатель.

Формула коэффициента извлечения нефти — КИН = Q изв. / Q геол., где:

  • КИН — коэффициент нефтедобычи;
  • Q изв. — извлекаемые запасы;
  • Q геол. — геологические залежи.

Значение коэффициента зависит от многих факторов, а у каждого месторождения свой показатель. Величина КИН во многом зависит от технологии и методов разработки конкретных залежей. Методы бывают:

  1. Первичные. Нефтедобыча осуществляется под естественным давлением, которое практически существует на всех месторождениях. Вместе с нефтью выходят на поверхность вода и газ, которые также находятся в пластах. Таким способом удается извлечь до 10% от всей нефти.
  2. Вторичные. Через специальные скважины проводится закачка в пласт воды или газа. Этот метод позволяет поддерживать требуемое давление внутри пласта, выдавить природную горючую жидкость к добывающим скважинам, и тем самым повысить коэффициент нефтеотдачи. Формула в этом случае выглядит так — КИН = К выт. x К охв., где: К выт. — показатель вытеснения нефти водой, К охв. — показатель охвата пласта при вытеснении нефти. По России при вторичном методе средние значения коэффициентов находятся в диапазоне 30−40%.
  3. Третичные — любые способы, которые направлены на увеличение коэффициента нефтеизвлечения после вторичных методов. Сегодня известно довольно много способов, но наиболее популярны тепловые и газовые.

Нефтедобывающие предприятия чаще используют закачку воды, так как в этом случае конечный результат более эффективен. Добыча нефти с закачкой воды уже несколько десятилетий считается стандартной технологией на всех месторождениях.

Вода в коллектор закачивается соленая. Ее берут из глубоких влагонасыщенных пластов. Газ, закачиваемый в пласт, кроме поддержания давления, удаляет излишки попутной с нефтью углеводородной смеси.

Третичные разработки

В третичных разработках тепловой метод применяется для месторождений горючего с высокой вязкостью, которые относятся к труднодобываемым или нетрадиционным залежам. Особо больших результатов добычи от такого метода не бывает. Суть его в том, что в пласт подается горячая вода, которая разжижает природное горючее, тем самым облегчая его добычу.

Газовый способ чаще используется на месторождениях традиционного топлива, чтобы увеличить нефтеотдачу при заводнении. Его технология заключается в том, что периодически чередуется закачка воды и газа. Попутный нефтяной газ представляет собой смесь углеводородов, которые отлично растворяются в природном горючем.

Смесь углеводородов сильно увеличивает объем нефти, которая опять начинает перемещаться к рабочим скважинам. Такой метод увеличивает коэффициент нефтеотдачи на 5−10%, то есть эффективность добычи вырастает очень слабо, так как основная масса залежей остается в пластах. Это происходит потому, что вязкость у газа в несколько раз меньше, чем у нефти.

Закачиваемая в нагнетательные скважины углеводородная смесь по прямой линии сразу попадает на участок добычи, захватив только тот объем топлива, который попался по пути. Чтобы исправить ситуацию, нефтяные предприятия чередуют закачку газа и воды. Существуют еще и другие третичные методы, но все они находятся на стадии опытных разработок.

Технология заводнения

В пласте, помимо природной горючей жидкости, находится довольно большое количество воды. Закономерно, что нефть и вода не смешиваются, а между ними существует четкая граница. При этом жидкость расположена вокруг топлива, которое расположено в центре пластов и с горной породой не соприкасается.

В процессе откачки нефти сначала вода никуда не течет, так как она связана с частицами горной породы. Когда начинается подача в пласт жидкости, то ее объем увеличивается, а количество горючего уменьшается. Часть влаги начинает перемещаться в пласте вместе с нефтью, и в скважинах добычи появляется попутная вода.

Когда ее в пласте набирается очень много, то жидкость закупоривает поры и не дает нефти выйти наружу. Это природное горючее практически невозможно вытеснить методом заводнения, так как для этого необходимо создать высокое давление.

Та часть топлива, которую выдавливают водой, называется коэффициентом вытеснения. Пласт-коллектор, в котором выдавливание нефти водой закончено, называется промытым. Ежесуточный поправочный коэффициент дисбаланса между оперативной и фактической добытой нефтью, называется парковым.

Практически невозможно осуществить стопроцентное выдавливание горючего, так как не все участки месторождений промываются хорошо. Объясняется это некоторыми факторами:

  • неоднородным строением пластов;
  • довольно большой их удаленностью;
  • вода тяжелее нефти, поэтому находится в нижних слоях, а верхние не всегда удается промыть.

Часть объема топлива, которую удается промыть, называется коэффициентом охвата, и обычно он находится в диапазоне от 50 до 60%. Произведение коэффициентов вытеснения и охвата определяет показатель проектной добычи нефти.

Методы повышения нефтеотдачи

Для того чтобы повысить коэффициент нефтеотдачи, применяется комплекс действий, направленный на повышение качества нефтяного пласта. Он обладает тремя основными свойствами: пористостью, проницаемостью, трещиноватостью. Обычно на пористость повлиять никак нельзя, а проницаемость и трещиноватость подвергается воздействию несколькими методами.

Гидравлический разрыв пласта и влагонагнетание

Процедура воздействия на участок месторождения путем резкого повышения давления за счет подачи в штрек большого объема воды называется гидравлическим разрывом пласта. Кроме того, зачастую нефтедобывающие предприятия осуществляют микровзрыв в призабойной зоне.

После этого происходит распространение трещин, которые раскрывают поры, и их соединение. В результате чего нефть начинает перемещаться по пласту и попадает в добывающую скважину. Обычно после взрыва добычу горючего останавливают на некоторое время, чтобы возле забоя скопилось больше нефти.

Водонагнетание приводит к улучшению проницаемости. В старых скважинах, которые не дают требуемого количества нефти, вместо откачки жидкости осуществляют принудительную подачу воды в пласт. В коллекторе вода немного поднимает давление и выталкивает остатки горючего от скважины.

Передвигаясь по пласту, нефть прибивается к рабочей скважине, а оттуда ее можно добыть. Метод применяется в кустовых разработках, где куст — это большое количество скважин на ограниченной площади.

Реагентно-активационный способ

Этот метод позволяет контролировать стабильность пласта к воздействиям извне. Технология заключается в подаче специальных флюидов для изменения состояния на поверхности минералов. Благодаря таким действиям, нефтедобывающие компании существенно повышают реакцию пласта на динамическое воздействие.

Достигается это с помощью оборудования, которое может вызывать в коллекторе продольные и поперечные волны низкой частоты с параллельной фильтрацией флюида через специальные отверстия под воздействием ударной волны.

Все эти действия приводят к увеличению подвижности флюида и проницаемости водонасыщенного участка. В свою очередь, увеличенная приемистость позволяет охватить заводнением заблокированные участки рабочего пласта, что позволяет более эффективно вытеснять нефть закачиваемой водой.

Увеличение дебита скважин

При гидравлическом разрыве участка добычи образуются трещины в горных породах, прилегающих к скважине. Они проходят как вертикально, так и горизонтально, а их ширина может достигать нескольких сантиметров.

Для предотвращения их смыкания в скважину подают вязкую жидкость с твердыми частицами. Обычно процесс разрыва проводится на низкопроницаемых участках, где пласты не участвуют в активной разработке, что снижает добычу нефти на всем месторождении.

Образованные трещины пересекают зоны, которые плохо дренируют, тем самым повышая их выработку. Горючее, попадая в расщелины, перемещается к рабочей скважине, и нефтеотдача увеличивается.

К повышению добычи приводит создание горизонтальных стволов за счет более обширной площади контакта пласта с добывающей скважиной. Кроме того, увеличивает дебит нефтеотдачи волновое воздействие на продуктивный пласт. Основная цель этой технологии — это повысить производительность низкопроницаемых изолированных зон месторождений.

Загрузка…

Источник: https://proagregat.com/burenie/koeffitsient-izvlecheniya-nefti/

Коэффициент охвата — Энциклопедия по экономике

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА
комплектующих изделий и полуфабрикатов, получаемых со стороны, в общем объеме продукции (коэффициент кооперирования /Ск) отношение общего числа деталеопераций к общему количеству рабочих мест (коэффициент специализации рабочих мест Кр. ).
 [c.

28]
Коэффициент охвата определяется по формуле
 [c.28]

Прогнозирование поступления финансовых ресурсов. Ресурсы, поступающие в Фонд социальной защиты населения для оплаты пенсий, определяются при помощи соответствующего налогообложения активного населения.

Чтобы определить эти ресурсы, необходимы демографические данные (они могут быть получены на основе ранее разработанной модели) и ряд числовых показателей, таких, как коэффициент экономической активности населения, коэффициент безработицы, коэффициент охвата налогообложением.
 [c.248]

Технические средства управления Коэффициент охвата функций управления автоматизацией Кф.а
 [c.96]

Коэффициент охвата функций управления автоматизацией (Кф.а.) характеризует уровень автоматизации управления на базе компьютеризации рабочих мест управленческого персонала, внедрения сетевых технологий и пр. Кф.а. определяется по формуле  [c.98]

Коэффициент охвата постоянных издержек (= доход/постоянные издержки).
 [c.178]

Коэффициент охвата деталей стандартизованными технологическими процессами 9ст определяется отношением
 [c.43]

Коэффициент охвата изделий (деталей) типовыми технологическими процес-
 [c.43]

Коэффициент охвата деталей стандартизованными технологическими процессами 43
 [c.320]

Вопросы совершенствования учета трудовых затрат могут успешно решаться на основе улучшения технического нормирования и повышения уровня обоснованности норм на предприятии. Для оценки состояния нормирования труда рассчитывают коэффициент охвата рабочих технически обоснованными нормами
 [c.81]

Анализ уровня технологичности изделий может быть осуществлен с помощью таких показателей, как удельная трудоемкость изготовления деталей, сборочных единиц и изделия в целом коэффициент охвата типовыми технологическими процессами коэффициент применяемости стандартных (нормализованных), унифицированных заимствованных (переходящих с базовых образцов изделий) и оригинальных деталей удельная трудоемкость ремонта. Суммарные значения перечисленных показателей представляют собой комплексный показатель уровня технологичности нового образца изделия, который может быть определен на всех стадиях его изготовления.
 [c.31]

Перечень коэффициентов охвата функций и других показателей функционального разделения труда в ОСУ приведен в приложении.
 [c.67]

В процессе анализа необходимо установить степень охвата работающих мероприятиями по НОТ. Коэффициент охвата Кохи определяется по формуле
 [c.125]

Сравнение фактических коэффициентов охвата с плановыми позволяет судить о реальном исполнении планов по совершенствованию организации труда.
 [c.125]

Сравнение коэффициентов охвата за разные периоды времени покажет происшедшие изменения в охвате работающих данной формой организации труда /  [c.140]

Сроки и порядок проведения аттестации рабочих мест предусматриваются текущими и перспективными (пятилетними) планами, а также отражаются в коллективных договорах предприятий.

Анализ охвата рабочих мест и работающих аттестацией осуществляется на основе сравнения фактических данных с плановыми по соответствующим параметрам. Коэффициенты охвата рабочих мест Ко.р.м и работающих Ко.

р аттестацией рабочих мест определяются по формулам  [c.147]

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА -доля производства товара корпорациями, группами предприятий в общем объеме производства в стране.
 [c.342]

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА — доля производства товара корпорациями, группами
 [c.197]

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА — доля корпорации, группы предприятий, отрасли в общем производстве профилирующего продукта в стране.
 [c.314]

Что такое коэффициент охвата Как он влияет на объем выборки  [c.439]

При определении объема выборки следует также принимать во внимание некоторые качественные факторы (см.

главу 11) важность принимаемого решения, характер исследования, количество переменных, характер анализа, объемы выборки, которые использовались в подобных исследованиях, коэффициент охвата, коэффициент завершенности, а также ограниченность ресурсов. Статистически определенный объем выборки — это чистый или конечный объем выборки, т.е.

элементы выборки, остающиеся после исключения потенциальных респондентов, которые не отвечают заданным критериям или не закончили интервью. В зависимости от коэффициентов охвата и завершенности может потребоваться намного больший объем ис-
 [c.447]

Статистически определенный объем выборки представляет собой конечный, или чистый объем выборки, который необходимо получить, чтобы обеспечить расчет параметров с желательной степенью точности и заданным уровнем достоверности.

При проведении опросов он выражается количестве завершенных интервью. Для получения конечного объема выборки необходимо связаться с гораздо большим количеством потенциальных респондентов.

Другими словами, начальный объем выборки должен намного превышать конечный, поскольку коэффициенты охвата и завершенности обычно составляют меньше 100% [8].
 [c.454]

Коэффициент охвата х Коэффициент завершенности
 [c.454]

Количество которое необходимо отобрать, определяется начальным объемом выборки. Как показано на примере с симфоническим оркестром, часто для отбора потенциальных респондентов используют несколько снижая, таким образом, коэффициент охвата.
 [c.455]

Дайте определение коэффициента охвата и коэффициента завершенности. Как эти показатели влияют на определение конечного объема выборки  [c.469]

Размер предприятий по стоимости валовой продукции, основных производственных фондов, численности про-мышленно-производствен-ного персонала и т. д. Коэффициенты охвата и удельный вес профилирующей продукции (формулы 91, 92)
 [c.111]

Существует, вероятно, лишь небольшое число продуктивных пластов, которые нецелесообразно вскрывать горизонтальным стволом при наличии информации о коллекторе горизонтальный ствол может быть ориентирован так, чтобы добиться гораздо более высоких значений коэффициентов охвата и нефтегазоот-дачи, чем в случае вертикальной скважины. Совершенствование и сокращение стоимости технологии горизонтального бурения будут способствовать тому, что она получит более широкое признание [34].
 [c.90]

Коэффициент экономической активности населения (КЭАН) — отношение численности экономически активного населения к численности всего населения республики.

Коэффициентом безработицы (КБ) считается отношение числа граждан, не имеющих работы и зарегистрированных в государственной службе занятости, к численности экономически активного населения.

Коэффициент охвата налогообложением (КОНО) определяется как доля экономически активного населения (за вычетом безработных), выплачивающего налоги в ФСЗН.
 [c.248]

Коэффициент охвата бригадной формой организации труда Коб рассчитывается по формуле1
 [c.140]

В главе мы рассмотрели роль выборки при разработке плана маркетингового исследования, описали процесс выборки и рассмотрели различные вероятностные и детерминированные методы выборки. В этой главе мы сосредоточим внимание на определении объема простой случайной выборки. Мы даем определение различным понятиям и условным обозначениям и рассматриваем особенности выборочного распределения.

Кроме в главе описываются статистические методы определения объема на основе доверительных интервалов, а также рассматриваются формулы для вычисления объема выборки в соответствии с этими методами и продемонстрировано их применение. Кратко проанализируем дополнительные методы определения объема выборки в других видах вероятностного отбора.

Объем выборки, определенный статистически, является конечным, или чистым объемом выборки т.е. представляет собой количество завершенных интервью или наблюдений. Однако, чтобы получить его, вначале необходимо связаться с гораздо большим количеством потенциальных респондентов.

Мы описываем корректировки, которые необходимо применить к статистически определенному объему выборки с учетом коэффициентов охвата и завершенности и вычисляем объем начальной выборки. Обсудим также проблему отсутствия ответов в выборочном обследовании, акцентируя внимание на улучшении коэффициента отклика и на корректировке при неполучении данных.

Рассмотрим сложности статистического определения объема выборки в международных маркетинговых исследованиях, выделим сопутствующие этические проблемы и объясним роль Internet и компьютеров при выборочном наблюдении.
 [c.443]

Для расчета начального коэффициента охвата служащие Burke результатами своих исследований и другими источниками вторичных данных. Они 1 вили, что коэффициент завершенности в телефонных опросах составляет около 25%,
 [c.466]

При проведении компанией Burke почтовых опросов «в слепую» без предварительного отбора респондентов по вознаграждение — обязательное условие для получения приемлемого отклика, Когда руководство одного из крупнейших банков предложило Burke провести почтовый опрос среди людей, имеющих счета в этом банке, служащие Burke предложили респондентам денежное вознаграждение, приложив к анкете, состоящей из восьми страниц, купюру в 2 доллара, и получили коэффициент отклика около 60%. При проведении интервью в торговых центрах денежное вознаграждение, как правило, требуется лишь в тех случаях, когда продолжительность интервью составляет 20 минут или коэффициент охвата опускается ниже 20%, Размер вознаграждения для участников такого опроса обычно варьирует в пределах от 2 до 5
 [c.467]

Статистическое определение объема выборки — очень сложное звено международного маркетингового исследования, так как величина дисперсии совокупности может быть различной в разных странах.

Предварительный расчет дисперсии совокупности для определения объема выборки приводит к определенным этическим Internet и компьютеры помогут исследователю в определении объема выборки и корректировке его с учетом предполагаемых коэффициентов охвата и завершенности.
 [c.468]

Источник: https://economy-ru.info/info/70699/

Конечный коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выработки балансовых запасов залежи на момент окончания разработки

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА

Текущий коэффициент нефтеизвлечения характеризует степень выработки балансовых запасов залежи на определенную дату.

Коэффициент извлечения нефти представляет собой произведение коэффициентов вытеснения (Кв), заводнения (К3) и охвата (Кох)

Коэффициент вытеснения (КВ) – отношение количества нефти, вытесненного при интенсивной длительной промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проник рабочий агент, к начальному количеству нефти в этом же объеме. Значения КВ как правило, определяется экспериментально на образцах коллекторов, т.е. на микроуровне в лабораторных условиях при промывке образцов бесконечно большими объемами воды.

Коэффициент заводнения (КЗ) – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема пустотного пространства, в который проникла закачиваемая вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству, вытесняемому из того же объема пустотного пространства при полной его промывке (когда скважины начнут давать чистую воду), т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения (коэффициент заводнения по существу отражает тот факт, что полная промывка пустотного пространства при современных принципах разработки не достигается).

Коэффициент охвата пласта воздействием (КОХ) – отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов содержащих нефть.

При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях, особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти.

Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижение пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент охвата вытеснением (Кох) представляет собой отношение части эффективного объема залежи эксплуатационного объекта (Vox), участвующего в дренировании под воздействием вытесняющего агента, к общему эффективному объему залежи (объекта) (Vo6щ).

Коэффициент охвата вытеснением входит в формулу, используемую для прогноза коэффициента нефтеотдачи. Его величина оказывает большое влияние на конечную нефтеотдачу и на темпы добычи нефти.

Достижение возможно большей величины этого коэффициента играет решающую роль при выборе системы разработки для новой залежи и является основной целью развития и совершенствования этой системы, а также управления протекающими в пластах процессами на протяжении всего периода разработки.

Различают коэффициент охвата по толщине и коэффициент охвата по площади. Коэффициент охвата вытеснением по мощности (Кохh) определяется в скважине как отношение нефтенасыщенной мощности, подвергшейся воздействию, к суммарной эффективной нефтенасыщенной мощности объекта.

В нагнетательных скважинах подвергающимися воздействию считают те пласты и прослои эксплуатационного объекта, в которые поступает нагнетаемая вода, а в добывающих скважинах – пласты и прослои, активно отдающие нефть в условиях стабильного или даже возрастающего пластового давления.

Коэффициент охвата вытеснением по площади (Kохs) определяют для каждого пласта эксплуатационного объекта в отдельности.

Численно он равен отношению площади, охваченной процессом вытеснения, к общей площади распространения пласта-коллектора в пределах залежи. Величины Koxh, Koxs, Кох зависят от геологической характеристики эксплуатационного объекта.

Большое влияние оказывают также степень соответствия принятой системы и разработки геологической характеристике объекта и условиям се реализации.

Методы воздействия на залежь. Методов воздействия на залежь с целью увеличения ее производительности и повышения нефтеотдачи достаточно много.

При этом одни методы направлены на интенсификацию (стимуляцию) работы скважин (увеличение дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин), другие – только на повышение нефтеотдачи, третьи – как на интенсификацию работы скважин, так и на повышение нефтеотдачи пластов [3].

Все методы воздействия на залежь можно разбить на две группы: первая – методы, обеспечивающие восполнение энергии пласта и вытеснение нефти за счет закачиваемого рабочего агента, т.е. поддержание пластового давления; вторая – методы, улучшающие фильтрацию нефти в призабойной зоне [3].

Вторую группу можно расчленить на две подгруппы: методы, улучшающие условия фильтрации нефти в призабойной зоне за счет совершенствования первичного и вторичного вскрытия пласта, и методы, улучшающие фильтрацию путем обработки призабойной зоны пласта.

Первую группу методов с некоторой долей условности можно разделить на два типа.

Первый тип – методы объемного воздействия на пласт с целью приращения извлекаемых запасов путем увеличения коэффициентов вытеснения и охвата залежи воздействием.

Следствием такого воздействия может стать улучшение смачивания, снижение межфазного натяжения между нефтью и водой, перераспределение локального градиента давления в пласте и стимулирование капиллярных сил, вовлечение в работу недренируемых пропластков, участков пласта и застойных зон. Наблюдаемым результатом такого воздействия является довольно продолжительное увеличение отборов нефти и жидкости по реагирующим скважинам, снижение обводненности их продукции. При этом характерно запаздывание проявления эффекта, связанное как с невысокой скоростью фильтрации флюидов в поровом пространстве пласта, так и с некоторыми особенностями применения технологий.

Второй тип – технологии локального воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения текущего дебита нефти.

Следствием такого воздействия может стать увеличение проницаемости призабойной зоны (раскрытие трещин, очистка от кольматирующих компонентов), снижение проводимости призабойной зоны пласта для воды (гидрофобизация или механическое закупоривание пор и трещин в промытых пропластках).

Наблюдаемым результатом воздействия является увеличение отборов нефти и жидкости, либо снижение обводненности продукции. При этом эффект наблюдается непосредственно после проведения операции и освоения скважины.

Классификация современных методов увеличения нефтеотдачи пластов

Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов можно разделить на вторичные, третичные и четвертичные.

Нефтяные месторождения могут разрабатываться на естественных природных режимах. Природным режимом залежи называется совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Залежь в этом случае может разрабатываться за счет естественной пластовой энергии' напора краевых вод, газа, газовой шапки, растворенного газа или под действием силы тяжести самой нефти Разработка месторождения на естественных природных условиях – это первичные методы, хотя, как правило, в настоящее время этим термином не пользуются.

Под вторичными методами понимают системы разработки с применением искусственного поддержания пластового давления с использованием различных методов заводнения: законтурного, приконтурного, внутриконтурного (разрезание рядами нагнетательных скважин, избирательное, очаговое, площадное, головное, барьерное).

Вторичные методы на практике подразделяются на традиционные и современные.

Под традиционными понимают методы стационарного заводнения, применяемые при внедрении первоначально запроектированных (на стадии составления технологических схем разработки) систем разработки (линейное разрезание, избирательное или площадное заводнение, барьерное заводнение).

В отличие от этого применяьотся более прогрессивные, современные вторичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН), которые называются гидродинамическими. Ниже приводится классификация этих методов [3].

Источник: https://studopedia.su/5_9005_konechniy-koeffitsient-nefteizvlecheniya-harakterizuet-stepen-virabotki-balansovih-zapasov-zalezhi-na-moment-okonchaniya-razrabotki.html

Добыча нефти и газа

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА

Опыт применения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов показывает, что эффективность процессов зависит от того, насколько выбранный метод, запроектированная система размещения скважин и реализованная технология процесса учитывали реальное состояние остаточных запасов нефти, а также детерминированное распределение нефтенасыщенности и свойств нефти по всему объему залежи.

Многие проекты применения методов увеличения нефтеотдачи пластов были безуспешными или с низким показателем эффективности потому, что перед их началом были неправильные представления о состоянии остаточной нефтенасыщенности, т.е. неправильные представления о том, как остаточная нефть рассредоточена в пласте и каковы ее свойства.

Для заводненных пластов эта проблема приобретает очень большое значение, в связи с тем, что нефть и вода в пластах, как несмешивающиеся жидкости по разному взаимодействуют с породой, с активными рабочими агентами и между собой в зависимости от насыщенности, компонентного состава нефти, минералогического состава воды, вещественного состава пород и структуры пористой среды. Заводнение нефтяных залежей при разработке может быть естественным, когда извлекаемая из пластов нефть замещается пластовой водой – контурной или подошвенной, подпирающая нефть, и искусственным , когда нефть из пластов вытесняют водой нагнетаемой с поверхности или других водоносных пластов через специальные скважины. Различие между этими видами заводнения нефтяных скважин могут быть очень большими, но выражаются они одними и теми же показателями:

— коэффициент дренирования залежей

— коэффициент охвата пластов заводнением

— коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды

https://www.youtube.com/watch?v=z4QJ0F5unJ8

Этих трех показателей достаточно для полной характеристики эффективности заводнения любого нефтеносного пласта, в целом – нефтеотдачи пласта, как произведения трех указанных коэффициентов и отдельных элементов ее при детальном изучении. При этом в каждый коэффициент вкладывается следующий физический и гидродинамический содержательный смысл.

Коэффициент дренирования залежей — определяет долю их общего нефтенасыщенного объема, в котором обеспечена фильтрация жидкостей данной системой скважин (, и выражается отношением

Коэффициент охвата пластов заводнением определяет долю объема дренируемого нефтенасыщенного пласта, охваченного (занятого) водой и выражается отношением

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды определяет степень замещения нефти водой в пористой среде и выражается отношением

где начальная насышенность пористой среды водой,

остаточная нефтенасыщенность пористой среды в зоне, занятой водой.

На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы:

I. на коэффициент дренирования залежей –

1. Расчлененность, прерывистость (монолитность), сбросы пластов.

2. Условия залегания нефти, газа и воды в пластах.

3. Размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания пластов.

4. Состояние призабойных зон пластов, как следствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации.

II. на коэффициент охвата пластов заводнением –

1. Макронеоднородность  пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств).

2. Трещиноватость, кавернозность (тип коллектора).

3. Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента.

III. на коэффициент вытеснения нефти водой –

1. Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов (средняя проницаемость).

2. Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности  и гидрофобности среды.

3. Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой.

Знание всех перечисленных факторов и степень их влияния на эффективность заводнения месторождения, очень важно на стадии прогноза заводнения, для обоснования методов повышения нефтеотдачи, систем размешения скважин и технологий извлечения остаточных запасов нефти.

Для успешного применения того или иного метода извлечения остаточных запасов следует точно знать, за счет какого показателя, в какой мере и за счет какого фактора снизилась эффективность заводнения.

Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов вообще нет, и по-видимому не будет и в будущем. Поэтому методы увеличения остаточных запасов нефти из заводненных пластов должны подбираться и обосновываться (с точки зрения системы и технологии) исходя из основных факторов, снижающих показатели эффективности заводнения.

Большая часть из этих факторов относится к категории управляемых.

К числу управляемых факторов относятся:

— размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания;

— состояние призабойных зон пластов вследствии качества вскрытия и изменения при эксплуатации;

— трещиноватость пластов;

— соотношение вязкостей нефтей и вытесняющей воды;

— межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой;

— смачиваемость поверхности пор (гидрофильность, гидрофобность).

К неуправляемым факторам влияющим на показатели эффективности заводнения относятся:

— расчлененность, прерывистость, сбросы пластов;

— условия залегания нефти, газа и воды в пластах;

— микронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчиваемость свойств);

— тип коллектора;

— микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов, средняя проницаемость.

Источник: http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/73-pokazateli-effektivnosti-izvlecheniya-nefti-iz-plastov-pri-ikh-zavodnenii

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА

Cтраница 2

Коэффициент охвата по объему пласта определяется отношением объема пласта, охваченного вытеснением, к общему объему продуктивного горизонта.

Этот коэффициент зависит РІ РѕСЃРЅРѕРІРЅРѕРј РѕС‚ объема закачиваемого газа, расположения нагнетательных Рё эксплуатационных скважин, степени Рё характера изменения РєРѕР»-лекторских свойств пласта.  [16]

Коэффициенты охвата Рё вытеснения, Р° следовательно, Рё нефтеотдачи — понятия РЅРµ только геолого-промыслового РїРѕСЂСЏРґРєР°, РЅРѕ Рё технико-экономического Рё являются функцией количества прокачанной через пласт жидкости.  [17]

Коэффициент охвата С‚ 2 ( кривая 3) остается постоянным РїСЂРё неизменной системе Рё технологии разработки месторождения.  [18]

Коэффициент охвата Р“ 0С…РІ зависит РѕС‚ свойств продуктивного пласта Рё движущихся РІ нем флюидов.  [19]

Коэффициенты охвата определяют следующим образом.  [20]

Коэффициент охвата СЂ01, учитывающий влияние неоднородности пласта РїРѕ проницаемости, соотношение вязкостей нефти Рё невертикальность начального положения Р’РќРљ определяются РїРѕ методике расчета процесса обводнения Рё нефтеотдачи неоднородного РїРѕ проницаемости пласта.  [21]

Коэффициент охвата процессом вытеснения представляет СЃРѕР±РѕР№ отношение нефтенасыщснного объема пласта ( залежи, эксплуатационного объекта), охваченного процессом вытеснения, РєРѕ всему нефтенасыщенному объему этого пласта.  [22]

Коэффициент охвата по площади kOXB8 определяют для каждого объекта разработки в отдельности.

Численно РѕРЅ равен отношению площади, охваченной воздействием, Рє общей площади распространения пласта-коллектора РІ пределах залежи.  [23]

Коэффициент охвата вытеснением РїРѕ вертикали Eh существенно зависит РѕС‚ степени неоднородности проницаемости РїРѕ разрезу пласта.  [24]

Коэффициент охвата РІ формуле (9.64) рассчитывается РїРѕ методике Р®.Рџ. Борисова ( СЃРј. РіР».  [25]

Коэффициент охвата заводнением определяется РїРѕ различным расчетным методикам.  [26]

Коэффициент охвата заводнением трещинно-РїРѕСЂРѕРІРѕ-кавернозного пласта совпадает СЃ коэффициентом охвата, определенным для трещинно-кавернового пласта, Рё одинаков для обеих — РїРѕСЂРѕРІРѕР№ Рё трещинно-кавер-РЅРѕРІРѕР№ пустот пласта.  [27]

Коэффициент охвата зависит РѕС‚ объема закачанного вытесняющего флюида, расположения нагнетательных Рё эксплуатационных скважин, начального положения водонефтяного Рё газонефтяного контакта, характера Рё степени неоднородности коллекторских свойств пласта. Р’ первом приближении коэффициент охвата Рћ) может быть представлен как произведение коэффициентов охвата РїРѕ разрезу ( Р ) Рё РїРѕ площади ( fy пласта.  [28]

Коэффициент охвата РїРѕ разрезу пласта РІ значительной степени определяется характером Рё степенью неоднородности коллектора.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

Источник: https://www.ngpedia.ru/id114299p2.html

Refpoeconom
Добавить комментарий