Коэффициент - извлечение - углеводород
Cтраница 2
На рис. 3.18 показана зависимость коэффициента извлечения углеводородов Сг от относительного объема нагнетаемого в пласт газа в различных вариантах нагнетания сухого газа. Сопоставление представленных данных по отдельным вариантам закачки газа показывает, что прерывистая закачка газа приводит к увеличению коэффициента извлечения пластового газа на определенных этапах процесса нагнетания газа. При более значительных объемах закачиваемого сухого газа в этих расчетах коэффициенты извлечения практически не зависели от режима закачки газа. [16]
Горизонтальное и направленное бурение на Аляске используется в том случае, когда требуется установить несколько производственных скважин на одной площадке. При этом скважина может входить в залежь горизонтально, что значительно увеличивает коэффициент извлечения углеводородов, поскольку толщина пласта, как правило, много меньше его характерных поперечных размеров. Это существенно повышает производственную и экономическую эффективность извлечения. [17]
Снижение пластовых давлений, а также давлений по стволу скважин во время их испытания ведет к фазовым превращениям, в том числе к выпадению конденсата из газоконденсатных и выделению газа из нефтяных систем. Подобные процессы в пластовых условиях нежелательны, так как ведут к резкому понижению коэффициентов извлечения углеводородов. [18]
Извлечение остаточных и вновь вводимых в разработку трудно извлекаемых запасов связано со значительными осложнениями процессов разработки пластов, строительства и эксплуатации скважин. Разработка этих запасов с применением обычной технологии заводнения характеризуется низкими темпами добычи нефти, газа и коэффициентами извлечения углеводородов из пласта. Наблюдается резкий рост обводнения скважин и, в конечном счете, ухудшенными технико-экономическими показателями. Традиционные методы и технологии разработки с заводнением во многих случаях оказываются недостаточно эффективными. [19]
Одним из перспективных направлений работ является технология бурения на гибкой трубе. В основе технологии заложен принцип вскрытия продуктивного пласта при пониженном дифференциальном давлении ( депрессии), что позволяет увеличить коэффициент извлечения углеводородов в 1 7 раза. [20]
Чрезвычайно сложен выбор величины переводного коэффициента для разнообразных малоисследованных видов нефти, извлекаемых из вязких и тяжелых нефтей, нефтеносных песков и горючих сланцев. Коэффициент извлечения углеводородов при этом колеблется также в очень широких пределах. Сообщалось, что только на месторождении нефтяных песчаников Атабаска может быть извлечено 3 6 млрд. т нефти из доказанных резервов песчаника и 11 млрд. т - из вероятных его резервов. Только в СССР, Бразилии и КНР сланцы перерабатываются в нефтепродукты, поэтому лишь в этих странах резервы сланцев действительно относятся к доказанным. Даже для богатейших запасов сланцев бассейна Пай-синз ( США) еще не выполнена технико-экономическая оценка. Имеется так много неясностей в целом по этим видам нетрадиционных запасов нефти, разработка которых невозможна обычными средствами, что расчеты могут быть лишь ориентировочными. [21]
Следует отметить, что интерес к газоводяной репрессии на пласт в последнее время значительно повысился. Этот интерес вызван возможным повышением нефтеотдачи при первичной разработке или до - разработке заводненных и истощенных залежей путем газоводяной репрессии на пласт. Увеличение коэффициентов вытеснения при этом обычно связывают [4] только с гидромеханическими эффектами, совершенно не учитывая, что возможен рост коэффициента извлечения углеводородов из пласта за счет массообмена между пластовой нефтью и вытесняющим неравновесным газом. Отмеченная же выше специфика составов и свойств пластовых флюидов НГКМ позволяет надеяться, что повышение коэффициента извлечения углеводородов из них, связанное с фазовыми превращениями, может быть соизмеримым с повышением коэффициента вытесения за счет чисто гидромеханических эффектов. Количественное исследование этих эффектов и прогноз показателей разработки НГКМ при различных воздействиях на пласт могут быть произведены лишь на базе развиваемой в последние годы [1, 3] теории фильтрации многокомпонентных смесей с фазовыми превращениями. [22]
 |
Зависимость коэффициента извлечения углеводородов С., высшие из нефтяного газа от степени отбензинивания нефти Кокуйского ( а и Гондыревского ( 5 месторождений. [23] |
Как видно из рис. 3.4, зависимости коэффициентов извлечения пропана, бутанов и пентанов из нефтяного газа от степени отбензинива-ния нефти Кокуйского и Гондыревского месторождений аналогичны. Разница заключается лишь в том, что на рис. 3.4, б кривые смещены в сторону более низких коэффициентов извлечения. Это, как уже отмечалось, объясняется аномальными свойствами нефти Гондыревского месторождения ( см. табл. 3.3), отсюда и несколько худшая в целом абсорбционная способность этой нефти. Зависимость коэффициентов извлечения углеводородов Сэ высшие от бензинового потенциала абсорбента одинакова для обеих нефтей. [24]
Следует отметить, что интерес к газоводяной репрессии на пласт в последнее время значительно повысился. Этот интерес вызван возможным повышением нефтеотдачи при первичной разработке или до - разработке заводненных и истощенных залежей путем газоводяной репрессии на пласт. Увеличение коэффициентов вытеснения при этом обычно связывают [4] только с гидромеханическими эффектами, совершенно не учитывая, что возможен рост коэффициента извлечения углеводородов из пласта за счет массообмена между пластовой нефтью и вытесняющим неравновесным газом. Отмеченная же выше специфика составов и свойств пластовых флюидов НГКМ позволяет надеяться, что повышение коэффициента извлечения углеводородов из них, связанное с фазовыми превращениями, может быть соизмеримым с повышением коэффициента вытесения за счет чисто гидромеханических эффектов. Количественное исследование этих эффектов и прогноз показателей разработки НГКМ при различных воздействиях на пласт могут быть произведены лишь на базе развиваемой в последние годы [1, 3] теории фильтрации многокомпонентных смесей с фазовыми превращениями. [25]
Данные о подземных водах нефтяных и газовых месторождений необходимы и при их разработке. Изучая подземные воды, мы получаем информацию о геохимической истории осадочных пород и нефтегазоносности недр. Однако наблюдается тенденция не только свертывания гидрогеологических исследований при поисково-разведочных работах на нефть и газ, но и резкого снижения их качества. Ввиду этого теряется ценнейшая информация, что ведет к снижению эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ. Недостаток информации о природном ( первоначальном) гидрогеологическом фоне месторождений нефти и газа при их разработке приводит к неоправданным потерям углеводородного сырья, к уменьшению коэффициента извлечения углеводородов, к излишним затратам ввиду некорректного прогноза обводненности эксплуатацонных скважин. [26]
Если конденсатогазовый фактор и молярная масса продукции остаются в первом случае более высокими и после прорыва нагнетаемого сухого газа, то молярная масса фракции Cs во втором случае начинает резко возрастать после прорыва газа. Это объясняется быстрым истощением остаточных запасов легкой части фракции Cs во втором случае. Таким образом, в газоконденсатных пластах с невысоким содержанием ЖУФ ( порядка единиц процентов объема пор) прокачка газа, очевидно, нецелесообразна как метод повышения углеводородоотдачи пласта. Проведенная в работе [14] для условий Вуктыльского ГКМ оценка коэффициента извлечения углеводородов Cs показала следующее. [27]
Современная практика обнаружения и оценки запасов месторождений углеводородов базируется на обработке и интерпретации данных сейсморазведки, гравиметрии, магнитометрии. При этом на основе соответствующей математической модели решаются так называемые обратные задачи по определению параметров среды. Оценку запасов в залежах проводят и методом падения давления. Такие задачи в общем случае являются математически некорректными, но тем не менее позволяют с достаточной вероятностью определять наличие различных геологических образований: структурных, стратиграфических, антиклинальных ловушек, в которых обычно содержится углеводородное сырье. При этом возможны случаи существования закрытых пластов, окруженных непроницаемыми горными породами, и пластов, контактирующих с окружающими проницаемыми участками, которые содержат, например, подошвенные пластовые воды. При вскрытии пласта происходит упругое отжатие жидкости или газа, обусловленное наличием пластового давления. По мере извлечения углеводородов с течением времени пластовое давление и коэффициент извлечения углеводородов падают, и для их поддержания и увеличения требуются дополнительные меры, называемые вторичными и третичными методами повышения нефтегазоотдачи пласта. [28]
Страницы: 1 2