Содержание
- 2. Газовые методы увеличения нефтеотдачи
- 3. Газовые МУН 1. Основными причинами низкой эффективности закачиваемого газа является его малая вязкость, которая в 10-15
- 4. Газовые МУН При постоянной температуре существует такое минимальное давление, при котором газ может неограниченно растворяться в
- 5. Газовые МУН 2. В заводненных пластах для доизвлечения остаточной нефти могут применяться методы, использующие рабочие агенты,
- 6. Классификация газовых методов Закачка углеводородных газов (сухой и обогащенный газ); Закачка неуглеводородных газов (диоксид углерода, азот,
- 7. Закачка диоксида углерода (СО2) Диоксид углерода растворяется в воде, что приводит к увеличению ее вязкости примерно
- 8. Закачка диоксида углерода (СО2) 6. При закачке в пласт диоксида углерода применяются следующие технологии: - непрерывная
- 9. Закачка диоксида углерода (СО2) К недостаткам метода можно отнести: - снижение коэффициента охвата; - при неполной
- 10. Схема вытеснения нефти диоксидом углерода 1 – нагнетательная скважина; 2 – добывающая скважина; 3 – проталкивающая
- 11. Критерии применимости закачки диоксида углерода
- 12. Закачка азота Полная смешиваемость азота с нефтью достигается при больших давлениях - более 35 МПа. Низкая
- 13. Критерии применимости закачки азота
- 14. Закачка углеводородных газов (С2 – С4) При закачке газа высокого давления часть газа растворяется в нефти,
- 15. Применение растворителей Растворители – это сложные углеводородные жидкости, состоящие из углеводородных газов, бензина, конденсата и т.д.
- 16. Применение растворителей Применение ШФЛУ направлено на увеличения коэффициента вытеснения. Оторочка растворителя в основном состоит из пропана
- 17. Водогазовое воздействие (ВГВ) Метод водогазового воздействия предусматривает закачку в пласт в различных сочетаниях воды и газа.
- 18. Водогазовое воздействие (ВГВ) Технологии по месту образования водогазовой смеси можно разбить на три группы: совместная закачка
- 19. Водогазовое воздействие (ВГВ) Эффект от применения ВГВ: выравнивание профиля вытеснения; увеличение коэффициента охвата. ВГВ обеспечивает увеличение
- 20. Водогазовое воздействие (ВГВ) Продолжительность эффекта от применения ВГВ связано с размерами и длительностью сохранения двухфазной области:
- 21. Принципиальная схема водогазового воздействия
- 22. Водогазовое воздействие (ВГВ) Механизм увеличения нефтеотдачи: - уменьшение неоднородности фильтрационного потока, увеличение коэффициента охвата (по сравнению
- 23. Недостатки ВГВ К основным недостаткам метода можно отнести: - существенное уменьшение приемистости нагнетательных скважин, как по
- 24. Недостатки ВГВ При реализации метода ВГВ на месторождениях с высоковязкой нефтью, содержащей природные ПАВ, возможно образование
- 25. Схема вытеснения нефти водогазовым воздействием 1 – нагнетательная скважина; 2 – добывающая скважина; 3 – водогазовая
- 26. Критерии применимости водогазового воздействия
- 27. Критерии применимости водогазового воздействия с пенообразованием
- 28. Разработка низкопроницаемых коллекторов Месторождения: Рябчик (Самотлор), Емеговская, Талинская, Каменная площади Красноленинского месторождения, Фаинское месторождение и т.д.
- 29. Разработка низкопроницаемых коллекторов Опыт разработки свидетельствует, что при заводнении не учитывается наличие глинистых минералов в продуктивном
- 30. ВЛИЯНИЕ ТЕХНОГЕННЫХ ПРОЦЕССОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ
- 31. проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины; проникновение механических примесей
- 32. Зависимости проницаемости от эффективного давления 1. Степенная зависимость: где - коэффициент изменения проницаемости; п - показатель
- 33. Виды индикаторных кривых 1 – линейная; 2 – нелинейная; 3 - серпообразная
- 34. Вывод формулы притока в случае зависимости приведенного радиуса скважины от депрессии на пласт Исходная гипотеза: Формула
- 35. Эквивалентные параметры Скин-фактор S Параметры ПЗС kПЗС и RПЗС 1) проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости
- 36. Связь эквивалентных параметров
- 37. Снижение проницаемости и пористости при увеличении эффективного напряжения Результаты опытов изменения относительной проницаемости
- 38. Индикаторные диаграммы скважин пласта ВК1 Каменной площади Красноленинского месторождения
- 39. Обоснование забойного давления (Рзаб Изменение критического забойного давления в добывающих скважинах Рз.крит в зависимости от G0⋅Pнас/Рпл:
- 40. Индикаторная диаграмма скв. №14047 Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения (Рнас=9 МПа)
- 41. Индикаторная диаграмма скв. №883/78 Варьеганского месторождения (Рнас=16 МПа)
- 42. Индикаторная диаграмма скв. №1357/74 Вынгапуровского месторождения (Рнас=18 МПа)
- 43. Индикаторная диаграмма скв. № 39 пласта Фм Озерного месторождения
- 45. Индикаторные диаграммы по скважине № 8
- 46. Изменение относительной проницаемости от давления На осредненных данных С использованием трещинной опции
- 47. 1. Анализ фильтрационно-емкостных особенностей низкопроницаемых коллекторов. 2. Анализ технологий разработки низкопроницаемых коллекторов. 3. Оценка добывных возможностей
- 48. Особенности геологического строения НПК - низкая песчанистось и высокая расчленнёность пласта - высокое содержание глинистой составляющей
- 50. - коэффициент снижения проницаемости зависящий от давления - коэффициент учитывающий необратимое снижение проницаемости Зависимость проницаемости от
- 51. 0 2 4 6 8 10 0 2 4 6 8 10 12 14 Дебит жидкости,
- 52. Анализ данных бурения горизонтальных скважин Таблица 1
- 53. Методика адаптации гидродинамической модели с учётом техногенных процессов 1. Локальное измельчение скважиной ячейки. 2. Задание зависимостей
- 54. Свойства пластовых флюидов Таблица 4 Рис.4 График накопленной добычи жидкости и закачки по участку ГС 520
- 55. Рис.5 График сопоставления расчётной и фактической накопленной добычи жидкости 0 2 4 6 8 10 12
- 56. Результаты решения обратной задачи при оценке параметров зависимости “двойной экспоненты” для вертикальных скважин изменяется для горизонтальной
- 57. Проведение вычислительных экспериментов с ГС для условий викуловских отложений Каменной площади. Совокупность факторов - геолого-промысловые особенности
- 58. Свойства геологической модели пласта ВК1 Таблица 5 Рис.7 Графики зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности: а
- 59. Системы разработки Таблица 6 Рис.8 Расчетный элемент системы ГС с шахматным размещением (а) и системы ГС
- 60. Рис.9 График зависимости коэффициента извлечения нефти и дохода от плотности сетки системы с ГРП Рис.10 График
- 61. Вычилительные эксперименты по влиянию геолого-промысловых условий на показатели систем разработки с использованием ГС - расчленнёность пласта
- 62. Рис. 11 График увеличения/снижения добычи нефти системой ГС по отношению к системе с ГРП (толщина 7.5
- 63. Рис.12 График увеличения/снижения добычи нефти системой ГС по отношению к системе с ГРП (толщина 12 метров
- 64. Выводы 1. Показано что адаптация гидродинамической модели реализованной в пакете VIP может быть проведена путём изменения
- 65. Обоснование режимов работы добывающих скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом
- 66. Индикаторная линия Зависимость дебита от депрессии имеет подковообразный (серпообразный) вид: При депрессии меньше критической с ростом
- 67. ОФП системы нефть-газ
- 68. Динамика газового фактора при различных депрессиях
- 69. Приток газированной жидкости (нефти) - Го=const (1-ая область индикаторной линии) где (интеграл) – депрессия, выраженная в
- 70. Приток газированной жидкости (нефти) где k, h – соответственно проницаемость пласта в объеме дренирования и нефтенасыщенная
- 71. Результаты гидродинамических исследований скважин при забойном давлении ниже давления насыщения пластовой нефти газом (промыслов. опыт) Индикаторная
- 72. Экспериментальная зависимость для определения критического забойного давления Изменение критического забойного давления в добывающих скважинах в зависимости
- 73. Рзаб минимальное По экспериментальной зависимости может приближенно оцениваться минимальное забойное давление – область рациональной депрессии. Исходные
- 74. Построение прогнозных индикаторных диаграмм методом ПССС Задается шаг по депрессии (на практике обычно 0.5 МПа). Шаг
- 75. Методика построения индикаторной диаграммы в рациональной области методом ПССС Задается шаг по депрессии, например, 0.5МПа. Определяются
- 76. Постоянный газовый фактор на каждом i-ом шаге по давлению где P0, T0 – соответственно давление и
- 77. Примечания Примечание 1: Формула для газового фактора получена с учетом метода ПССС, при котором для каждого
- 78. Размер области двухфазной фильтрации Формула выводится на основе материального баланса: приток жидкости к изобаре с давлением
- 79. Пример расчетов
- 80. ОФП системы “нефть-газ”
- 81. Зависимость kн*(Sн) – по ОФП
- 82. Зависимость пси от нефтенасыщенности (по ОФП)
- 84. Скачать презентацию