Factorii care influențează recuperarea țițeiului

1. Factori care afecteaza de recuperare a petrolului

Principalii factori care influențează asupra procesului de dezvoltare a zăcămintelor de hidrocarburi sunt factori geologici și tehnologici.

Prin factori geologici care determină eficiența de dezvoltare includ depozite geologice eterogenitatea (grosimea efectivă a formării productive, sandiness, robustețea și variabilitatea acestora), variabilitatea caracteristicilor fizico-chimice ale formațiunii (porozitate, permeabilitate).

Factori tehnologici: proiectarea sistemului (număr de sonde de producție și de injectare, sistemul de localizare a acestora), rata de intrare la dezvoltarea depozitelor, rata de eșantionare a uleiului, - au un efect semnificativ asupra factorului de recuperare a petrolului.

Distinge factorul curent și final de recuperare.

Sub coeficientul curent este raportul nefteizv cantitate de tratare a uleiului extras din rezervor la momentul dezvoltării inițiale rezervorul rezervelor sale.

Factorul de recuperare finală - raportul dintre uleiul anticipat a stocurilor sale inițiale.

Ulei de curent de recuperare depind de obicei de diferiți factori - cantitatea de apă injectată în formațiune în timpul inundațiilor, raportul acestei cantități la volumul de pori al raportului de formare a cantității de lichid extras din rezervor la volumul rezervorului de producere a apei de pori și doar ocazional. Puteți vorbi despre recuperarea petrolului nu numai dintr-un singur strat, câmpul obiect, dar, pe de recuperare medie de ulei pe un grup de domenii, ceea ce înseamnă că raportul actual de recuperare a petrolului din cantitatea de ulei extras din rezervor la un moment dat pentru rezervele sale inițiale geologice.

Nefteotdacha depinde de mulți factori. De obicei, factorii asociați cu tehnologia de extracție a uleiului a straturilor în ansamblu izolat. Prin urmare, recuperarea uleiului poate fi reprezentat după cum urmează:

în cazul în care Kvyt. - eficiența deplasarea uleiului din formațiune, Kohv. - eficienta matura in dezvoltare, Xavier. - coeficientul câmpului înecului.

Factor de deplasare (Kvyt.), numit raport apă ulei din volumul uleiului deplasat cu apa din eșantionul de model de rocă sau formare până produse udare completă obținute la volumul inițial al uleiului conținut în proba de rocă rezervor sau model:

unde NNV - volumul inițial al petrolului, Vb - volumul de ulei deplasat de orice agent, în eșantionul de model de rocă sau rezervor.

Deoarece pentru deplasarea uleiului din eșantionul de rocă sau model formarea poate fi folosit nu numai apa, ci și orice alt agent (gaz, alcooli, spume, etc.), ar trebui să dea o definiție mai generală a coeficientului de deplasare indicativ al completitudinii deplasării uleiului în laborator din rasa probă sau model de rezervor.

Pentru caracterizarea completitudinea deplasament uleiului de apa din modelul de rezervor în timp, precum și perioadele anhidre și apoase se pot utiliza deplasament coeficienți în timpul acestor perioade de înțelegere ele împărtășesc ulei din inițiala conținutului său derivat din rasa probă, respectiv, pentru o anumită perioadă de timp, pentru anhidru și perioadele de deplasare apoase.

Expunerea Coeficient de baleiere (. Kohv) este definit ca raportul dintre volumul de formare care produce acoperit de deplasarea, la volumul inițial de saturare cu țiței a rezervorului:

unde Vpp - suma depozitelor acoperite de procesul de represiune, vzg - valoarea inițială a depozitelor care conțin ulei.

Coeficientul înecului depinde de mai mulți factori. Prin urmare, este convenabil să-l prezinte ca un produs al unui număr de coeficienți care iau în considerare influența unui factor care are un efect corespunzător asupra acoperirii globale raportului:

unde K01 - coeficientul de acoperire care reflectă influența neomogenitatea permeabilitatea formării, K02 - depozite de factor de acoperire, în funcție de forajelor grilă care ia în considerare discontinuități care produc formarea, adică heterogenitate zonală K03 - coeficientul de acoperire care reflectă pierderea de petrol în regiunea care acoperă un număr de puțuri, K04 - Coeficientul de acoperire ținând seama de pierderea de petrol din regiune prezintă o serie de puțuri, K05 - coeficient de acoperire, ținând seama de pierderea depunerilor de petrol pe porțiuni nevyrabotannyh.

Astfel, factorul de recuperare a petrolului (SIF) - este o valoare relativă care indică cât de mult ulei stocurilor sold initial recuperate sau pot fi recuperate din depozitele generate sau generate probabil pentru operare limita rentabilitatea economică și este un indicator al procesului de dezvoltare finalizate sau unul care se presupune finalizat în anumite circumstanțe. Din definiția rezultă că nu este posibil din punct limită caracterizează caracterul complet al recuperării țițeiului, doar arată fracțiunea de petrol, care pot fi extrase din depozitele în dezvoltarea economic viabil la limita. Astfel, termenul „factor de recuperare“ este în esență arbitrară: specifică doar partea de rezerve foaie, recuperarea este fezabil economic.

Raportul final de recuperare a petrolului, în funcție de condițiile de calcul sale pot fi proiectate și reale. CIN efectivă este definită până la sfârșitul rezultatelor de dezvoltare rezervor de producție de petrol totală și design CIN calculat teoretic în compilarea și Schemele tehnologice de proiecte de dezvoltare.

Eficiența extracției de petrol din rezervoare de petrol cu ​​dezvoltarea modernă, industrială a metodelor de dezvoltare, în ceea ce privește dezvoltarea exhaustivitatea rezervelor în toate țările producătoare de petrol, este considerată a fi nesatisfăcătoare. În sprijinul acestei este suficient să spunem că factorul mediu de recuperare în funcție de o serie de domenii din lumea experților nu depășește 0.34-0.39. Acest lucru înseamnă că, dacă nu utilizați un mod fundamental noi metode de îmbunătățire a dezvoltării rezervelor, aproximativ 65% din rezervele de petrol inițiale rămân nerecuperat.

1. ULEI DE RECUPERARE ÎN CONDIȚII DIFERITE DE DRENAJ

La nivelul actual al tehnologiei și ulei de utilaje CIN fizic posibil este mai mică sau egală cu unu. De exemplu, în dezvoltarea unor depozite în Bibi-Heybat (Azerbaijan SSR) timp de 25 de ani de funcționare KIN abia a ajuns la 0,1.

de recuperare a scăzut de ulei se datorează lacurilor de acumulare naturale ale micro - și macroinhomogeneity natura structurii lor. Dacă mediul poros a fost tuburi sau canale ale sistemului rezervor, care nu comunică între ele, atunci deplasarea uleiului de apă și gaz, capacul de gaz, practic, ar putea realiza de recuperare aproape completă. Structura Micrononhomogeneous și complexă a porilor spațiului - meteorica cauza gazului și pe canale separate și amestecuri formarea vodoneftegazovyh într-un mediu poros. aceeași mișcare diferite faze nemiscibile comune în formarea este un proces complex, în care forțele capilare apar de multe ori mai mare decât atunci când „piston“ deplasarea uleiului de apă.

Este cunoscut faptul că deplasarea lichidelor reciproc solubile (adică, în absența meniscuri) se caracterizează prin rate ridicate de recuperare aproape de 95-100%.

Viscozitatea mai mare a uleiului, în comparație cu apa reduce vâscozitatea uleiului. Potrivit cercetării, odată cu creșterea vâscozității mai mare de ulei manifestă o varietate de eterogenitate locală a proprietăților fizice ale rocilor, care contribuie la apariția unor zone mici, dar numeroase ocolite față de apă și slab-l drenate.

În ulei de recuperare foarte mult aceasta afectează speciile de suprafață specifice. Suprafața uleiului reverberatnt unei faze solide, iar porțiunea sa în stare de film poate fi șters din rezervor numai efecte speciale înseamnă.

straturi structura Macroinhomogeneity - cea mai importantă cauză a rezervorului de ulei retur incomplet. Structura eterogenă, proprietățile și compoziția rocilor explică apariția benzilor nu au fost spălate cu apă și gaz slab drenate.

De asemenea, sa constatat că recuperarea uleiului depinde de mai mulți parametri și proprietăți ale mediului poros, înlocuind apa de petrol și condițiile de gaz (cantitatea și compoziția de apă legată, compoziția și fizico-chimice proprietățile uleiului și rocile, viteza de deplasare, etc.) și altele.

Pe baza motivelor care cauzează incomplet rezervor de ulei de retur sunt următoarele forme de existență a uleiului rezidual:

• capilar ulei reținută;
• ulei într-o stare de film subțire, care acoperă suprafața rasei fazei solide;
• ulei, rămânând în zonele înguste ocolite și prost spălate agenți (apă, gaz) deplasând;
• ulei în lentile, separate prin jumperii straturilor impermeabile și godeurile neacoperite;
• brut, se opri la „ecrane“ impenetrabile locale (evacuări și alte săritor impermeabile).

Aceste tipuri de ulei rezidual, aparent conținută într-o anumită cantitate, în toate rezervoarele de hidrocarburi.

Se numește pelicula de ulei care acoperă suprafața stratului subțire de umectare în fază solidă multiple. Cantitatea de ulei determinat de raza forțelor moleculare ale fazelor lichide și solide, structura suprafeței minerale și mărimea suprafeței specifice a rocilor.

În condiții naturale, în plus față de film și ulei capilar păstrate, cantități semnificative de ea poate rămâne în ocolit și prost spălat cu zone de apă, precum și în lentile izolate, fundături și ecrane locale înguste și poduri.

În cazul în care straturile au fost macroscopic, de recuperare a petrolului ar fi destul de semnificative (70-80%). Valorile mici ale coeficienților de zăcăminte de țiței naturale prezintă o cantitate semnificativă de ulei rămasă în rezervor sub forma de pietre mici și mari, în totalitate, datorită heterogenității structurii și rezervor.

Pentru formațiunile inundate, această problemă devine foarte importantă, datorită faptului că petrolul și apa în formațiunile ca lichidele nemiscibile interactioneaza diferit cu rasa, cu agenți care lucrează activi și între ele în funcție de saturație, compoziția componentă a uleiului, compoziția minerală a apei , compoziția materialului de roci și structura porilor de rocă.

Nefteotdacha depinde și de temperatură rezervor, deschizând calitatea rezervorului, de la saturarea hidrocarburi inițiale a porilor de formare, gradul și natura spațiului porilor rezervor modificări mecanice. Prin urmare, o problemă fundamentală EOR - complexă, aceasta poate fi rezolvată prin luarea în considerare toți factorii care formează recuperarea uleiului pentru un anumit rezervor.

1. Proprietățile de rezervor ale rocilor

colector de țiței și gaze numit rocă având caracteristici fizice (structurale) care îi permit să se acumuleze în hidrocarburile lichide și gazoase și filtrat pentru a le da în prezența presiunii diferențiale. roca rezervor poate fi saturat ca ulei sau gaz și apă. Calitatea uleiului roca rezervor și gazul determina caracteristicile sale de capacitate și filtrare definită compoziția litologică petrografică (real), în termeni mai generali - tip colector. tip colector are un impact semnificativ asupra naturii uleiului și a apei și filtrarea alegerea unei metode pentru controlul inundarea sondei.