Методика определения коэффициента извлечения нефти

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Реферат по дисциплине «Английский язык»

На тему:

«Методика определения коэффициента извлечения нефти»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Научный руководитель

_______

Магистрант

_______

Проверил

_______

 

Ижевск 2015

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.........................................................................................................    3

1. ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТАХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ....................   5

2. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ...................................... ........... ........... .......................   6 3. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ...............................................  9

4. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ. 11

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ................................................................................................. .  13

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...................................................................................  14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Коэффициент извлечения нефти (КИН) - это отношение начальных извлекаемых запасов (НИЗ) к начальным геологическим запасам, выражаемое в долях единицы.

 

Величина КИН зависит от геолого-физических, технологических и экономических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды. На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия - природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Достигаемые КИН варьируются от 0,09 до 0,75 (9—75 %); средний КИН в мире составляет около 0,3 — 0,35 (оценка 2006 года). При применении искусственных методов воздействия КИН может быть увеличен.

При составлении технико-экономического обоснования КИН с целью наиболее полного извлечения нефти из недр учитываются как достигнутый уровень развития техники и технологии разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки и интенсификации добычи нефти, новой техники и новых технологий.

В целом, КИН зависит от используемых методов нефтедобычи. Первичные методы, использующие только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20-30%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды и газа, обычно достигают КИН не более 30-50%. Третичные методы доводят КИН до 40-70%.

Объективное обоснование КИН играет важную роль на всех стадиях освоения ресурсной базы углеводородного сырья – от геологоразведочных работ до завершения разработки месторождения, во многом определяет выбор объектов изучения, влияет на экономическую эффективность освоения запасов, инвестиционную привлекательность проектов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ПОНЯТИЕ О КОЭФФИЦИЕНТАХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ

Начальные извлекаемые запасы нефти залежи Qн.и. равны произведению величин начальных балансовых запасов Qн.г. и конечного коэффициента извлечения kи.н. Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

Начальный КИН определяется как отношение извлекаемых запасов (Qизв) к геологическим (Qгеол): КИН = Qизв / Qгеол

При подсчете начальных извлекаемых запасов нефти залежей, вводимых в разработку, и при пересчете запасов разрабатываемых залежей начальные балансовые запасы умножаются на утвержденный конечный коэффициент извлечения нефти, обоснованный технико-экономическими расчетами. Этот коэффициент используется при проектировании разработки залежей, планировании развития нефтедобывающей промышленности и т. п.

Проектный КИН (конечный КИН) учитывает, какая доля геологических запасов может быть извлечена в соответствии с технологическими ограничениями (технологический КИН), либо до момента потери рентабельности (экономический КИН).

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти различают текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам. Текущий КИН постепенно увеличивается вплоть до проектного КИН.

В зависимости от стадии изученности применяется тот или иной метод определения коэффициента извлечения.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Значения коэффициентов извлечения нефти и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависят от ряда геолого-физических и технологических факторов. Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной разработки залежей. На величину kи.н. оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия - природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т.е., с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.

Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может проводиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

1) поиска и оценки месторождений;

2) подготовки месторождений к  разработке;

3) ввода месторождений в разработку;

4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом  скважин;

5) на поздней стадии разработки.

В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и исходя из их величины рассчитываться коэффициент извлечения нефти.

На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ РФ балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. В технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации - на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, - на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн. т извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин используются данные эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующей дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.

 

 

 

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Повышение нефтеотдачи - это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора.

Коллектор имеет 3 основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость.

Если первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) повлиять невозможно, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять несколькими способами.

Гидравлический разрыв пласта - процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ - микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою.

Водонагнетание - процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины "выталкивается" за пределы окрестности скважины. В результате, нефть "вынуждена" мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст - это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.

Реагентно-активационное воздействие(РАВ) - технология, позволяющая направленно регулировать устойчивость нефтегазового пласта к внешним воздействиям. Для этого в нагнетательную (возмущающую) скважину производят закачку специальных флюидов с целью изменения условий на поверхности минералов, в результате чего добиваются значительного повышения чувствительности нефтегазового пласта к динамическому воздействию в обширной зоне вокруг возмущающей скважины. Динамическое воздействие осуществляется при помощи специального устройства, способного инициировать в пласте низкочастотные продольные и поперечные волны, с одновременной вынужденной фильтрацией флюида через перфорационные отверстия под действием ударной волны, распространяющейся в насосно-компрессорной трубе (НКТ). Эти преобразования в пласте сопровождаются резким ростом подвижности пластового флюида и проницаемости водонасыщенной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины. Возросшая приемистость возмущающей скважины в большом объеме пласта, характеризующаяся равномерным профилем закачки флюида, позволяет охватить процессом заводнения заблокированные участки продуктивного пласта и зоны с предельно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Кроме того, увеличение ФЕС пласта в результате воздействия, приводит к более эффективному вытеснению нефти закачиваемой жидкостью. Последующее физико-химическое воздействие в реагирующих добывающих скважинах усиливает общий эффект применения технологии РАВ на блоке залежи, позволяя достигать высоких значений КИН за счет доизвлечения остаточных запасов УВ.

 

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ РОССИЙСКОЙ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ

Развитие нефтяной промышленности России постоянно сопровождалось последовательным совершенствованием технологий нефтеизвлечения. Наиболее значительный прогресс в этой области связан с переходом от технологии разработки нефтяных месторождений с использованием только естественной энергии пласта к заводнению. Это позволило существенно повысить нефтеотдачу пластов и темпы их разработки. Успешность данного перехода во многом связана с критерием комплексного использования фундаментальных достижений российских ученых и специалистов в области геологии, гидродинамики и экономике. Широкое применение заводнения обеспечило значительный рост эффективности разработки нефтяных месторождений и повышение коэффициента в несколько раз по сравнению с разработкой пластов на естественном режиме.

Нефтегазовый потенциал России существенно выше среднемирового. Недра нашей страны содержат 13 % мировых запасов нефти и 36 % газа.

По оценкам, выполненным различными институтами отрасли (ВНИГРИ, СО РАН) при современных уровнях добычи нефти и газа обеспеченность разведанными и прогнозными ресурсами составляет по нефти 100, а по газу - 200 лет.