Что такое водонефтяной фактор

Водонефтяной фактор (ВНФ/WOR) является отношением

дебита воды к дебиту нефти. ВНФ изменяется в пределах от 0

(безводная нефть) до бесконечности (100% воды). Часто

используются параметры — «обводнённость» или «доля воды

в потоке жидкости», определяемые как отношение дебита воды

к суммарному дебиту жидкости, выражаются в процентах или

долях целого, соответственно. Соотношение между этими

величинами легко посчитать (например, ВНФ равный единице

соответствует обводнённости в 50%). Экономическим пределом

ВНФ является такое значение ВНФ, при котором затраты на

подготовку и утилизацию подтоварной воды становятся

равными прибыли, получаемой от продажи добываемой нефти.

Продолжение добычи после достижения экономического

предела ВНФ приводит к убыткам (отрицательный поток

наличности). Это значение можно рассчитать приблизительно,

разделив чистую прибыль от добычи дополнительного объёма

нефти на затраты связанные с дополнительным объёмом воды.

Что такое коэф промывки

В практических целях под коэффициентом промывки пласта рекомендуется понимать отношение прокачанной воды через зону репрессии нагнетательной скважины к поровому объему продуктивного пласта этой зоны.

Предлагается следующий порядок оценки степени промывки пласта в зоне репрессии нагнетательной скважины. Прежде всего, геолого-промышленными методами оценивается граница зоны репрессии. При этом используются карты разработки и изобар, показатели эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, данные гидродинамических исследований скважин. Строится плоский абрис указанной зоны и определяется средний радиус воздействия нагнетательной скважины RB.С использованием карты нефтенасыщенных толщин оценивается эффективная нефтенасыщенная толщина зоны репрессии hн. Определяется объем породы пласта Vпл в границах зоны воздействия нагнетательной скважины:

Vпл=pRв2hН. (1)

Оценивается объем порового пространства Vпор указанной зоны:

Vпор = Vпл т , (2)

где m - коэффициент эффективной пористости пласта, обоснование которого дается в подсчете запасов нефти и газа.

Делением накопленной закачки воды в нагнетательную скважину QЗ на объем порового пространства зоны регрессии этой скважины Vnop определяется степень промывки пласта x в границах указанной зоны:

x = QЗ/Vпор. (3)

При степени промывки пласта, равной предельному или более значению, нагнетательную скважину, работающую на один пласт с коэффициентом расчлененности, равным 1, по рассматриваемому технологическому критерию необходимо отключить. При этом суммарный охват пласта заводнением по толщине исходя из результатов неоднократных исследований глубинным расходомером должен иметь удовлетворительные значения (не менее 0,7 толщины пласта). Коэффициент охвата по толщине считается удовлетворительным, если он максимален по всем технологическим расчетам для данного объекта в данной скважине. Режим нагнетания определяется давлением закачки, т.е. в течение всего периода работы нагнетательной скважины давление нагнетания должно быть оптимальным.В случае наличия в разрезе нескольких пластов (пропластков) также необходимо иметь результаты исследований глубинным расходомером. С их помощью рассчитывается распределение накопленной закачки воды по пластам. Оценивается степень промывки каждого пласта отдельно, также определяется охват пласта заводнением по толщине, после чего принимается решение об отключении последних (или части их).

Чтотакоекоэф использования воды

«коэффициент использования воды» - КИВ

КИВ=Qдоб. воды/ Qзак воды

где - количество (текущее или накопленное) добытой воды; Озак». - количество (текущее или накопленное) закаченной воды.

Что такое методы увеличения нефтеотдачи МУН

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) - это интенсификации притока нефти и повышения продуктивности нефтяных скважинах.Поскольку речь в данном случае идет о МСП, т.е. зоне пласта находящейся на относительно большом удалении от объекта эксплуатации, т.е. скважины (до 50-100 м и более), то применяемые технологии воздействия должны обладать соответствующим дальнодействием.Очевидно, что условие дальнодействия не осуществимо при применении теплового и ультразвукового поля в связи с их интенсивном ослаблением в ближней к скважине зоне пласта (в пределах 0,5-1,5 м).Что, касается соляно-кислотного воздействия, то его дальнодействие также не отличается большой глубинностью и при самых благоприятных условиях (наличии в пласте развитых зон трещиноватости) может достигать 2,5-3,0 м.Таким образом, для воздействия на МСП надо применять технологии интенсификации отличающиеся по своим возмозгсностям от традиционных.