Коэфф. нефтеотдачи. Факторы, влияющие на его величину

Эффективность использования геологических запасов нефти залежи характеризуется коэффициентом нефтеотдачи, т. е. отношением извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам. Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: 1.физических свойств пород и пластовых жидкостей; 2.режима работы залежи;3.показателей разработки месторождения (сетки расположения скважин, темпа и порядка ввода их в эксплуатацию, интенсивности отбора жидкостей из пласта);4.степени охвата залежи вытесняющим нефть агентом и т. д.Таким образом, значения коэффициента нефтеотдачи для месторождений с одним и тем же режимом работы могут быть различными. Точно подсчитать этот коэффициент трудно. Приближенное его значение определяют или непосредственно по результатам исследо­вания керна, или теоретическим расчетным путем. Опыт разработки месторождений с водонапорным режимом показывает, что наиболее высокий коэффициент нефтеотдачи (0,8) достигается при водонапорном режиме. Иначе говоря, при этом режиме можно извлечь до 80% общего количества нефти, заключенной в ней до начала разработки.

Достигается это благодаря тому, что нефть вытесняется водой, вязкость которой в пластовых условиях может быть больше вязкости нефти и во много раз превышает вязкость газа. Установлено, что чем больше вязкость вытесняющего агента по сравнению с вязкостью нефти, тем больше нефтеотдача. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом находится в пределах 0,3—0,6, для режима растворенного газа 0,2—0,4 и при гравитационном режиме колеблется в пределах 0,1—0,2 (например, для девонских отложений Ухтинского месторождения).

4.Характеристика основных технологических процессов, применяемых при подготовке нефти на промысле. Предварительное разделение продукции скважин может включать следующие процессы:

ü Сепарация нефти от газа;

· Сброс пластовой воды (предварительное обезвоживание).

· Сепарация газа от нефти начинается как только давление снизится до давления насыщения. Это может произойти в пласте, в стволе скважины или в трубопроводах. Выделение газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением давления. Выделившийся газ стремится в сторону пониженного давления: в пласте - к забою скважины, в скважине - к ее устью и далее в нефтегазовый сепаратор.

· Разгазирование нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах называется сепарацией.

· Регулируемые давление и температура позволяют создать условия для более полного отделения газа от нефти.

· Сепарацию нефти осуществляют в несколько ступеней.

· Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определенных давлении и температуре. Нефтегазовую (нефтеводогазовую) смесь из скважин сепарируют сначала при высоком давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа. Затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком давлениях, где она окончательно разгазируется.

· Иногда для получения нефти необходимого качества на одной из ступеней сепарации нефть разгазируется под вакуумом; в этом случае сепарация называется вакуумной. Если при разгазировании нефть подогревается, сепарация называется горячей.

· Число ступеней сепарации зависит от физико-химической характеристики пластовой нефти, требований, предъявляемых к товарной нефти, и в каждом конкретном случае определяется расчетом исходя из условия достижения наилучших технико-экономических показателей.

· Схема предварительного разгазирования нефти: нефтегазовая смесь I поступает в нефтегазовый сепаратор. Нефть II после отделения от газа поступает в буферные емкости и далее откачивается в нефтесборный коллектор. Газ из нефтегазового сепаратора поступает в газовый сепаратор. После отделения капельной жидкости, газ под собственным давлением по газосборным коллекторам и газопроводу транспортируется на ГПЗ.

Для уменьшения коррозии трубопроводов и повышения производительности установок подготовки нефти применяется предварительный сброс пластовой воды, т.к. действующие типовые установки неспособны справиться с возрастающим объемом поступающей жидкости, в частности, из-за использования малообъемной отстойной аппаратуры). В зависимости от степени обводненности нефти и некоторых других факторов, различают следующие варианты предварительного сброса:

· Без дозировки реагента-деэмульгатора;

· Без подогрева и использования дренажных вод (применяется при большой обводненности нефти на поздней стадии разработкиместорождения);

· С использованием реагентов и эффектов разрушения эмульсии в трубопроводе;

· С применением дренажных вод;

· Комбинированное воздействие перечисленных выше факторов.

В зависимости от места осуществления предварительного сброса воды в технологической цепи сбора и подготовки нефти можно выделить:

· Путевой сброс;

· Централизованный сброс: на ДНС и непосредственно перед установками подготовки нефти.

Путевой сброс на ДНС осуществляется в случае, если давление скважин не обеспечивает транспорт всей жидкости до УПН и имеется возможность утилизации пластовой воды в районе ДНС.