Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

по дисциплине: Разработка н/г месторождений

на тему: «Нефтеотдача пластов. Коэффициент извлечения нефти»

Содержание

• нефть нефтеотдача извлечение запас

Введение

1. Термин «нефтеотдача»

2. Факторы влияющие на КИН

3. Методы повышения нефтеотдачи

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Тема моего реферата является ключевой в нефтяной отрасли. Именно нефтеотдача пласта - не дает спать «нефтянику», даже в самые тихие ночи, только рост коэффициента извлечения нефти (КИН) - делает праздничные дни в России самыми длинными и радостными.

Немного истории … Зарождение нефтяной промышленности отмечается с 1859, когда в Пенсильвании механическим способом была пробуренная нефтяная скважина, послужившая началом освоения крупного региона. О добыче нефти на территории России (Северный Кавказ и бассейны Печоры) известно давно. С 8 века нефть добывали из колодцев на Апшеронском полуострове. Карта Апшеронского полуострова с указанием нефтяных колодцев составлена в 1729. С 1745 нефть добывается на реке Ухта, с 1858 -- на полуострове Челекен. Первая скважина на нефть была пробурена в России на Апшеронском полуострове в 1847, на Кубани в 1864 началась скважинная промышленная добыча нефти. В 1866 одна из пробуренных скважин дала нефтяной фонтан с начальным дебитом более 190 т в сутки. Вначале наряду с открытыми фонтанами и сбором нефти в земляных амбарах добыча нефти из скважин осуществлялась также с помощью цилиндрических вёдер с клапаном в днище или желонок. Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубинно-насосная эксплуатация, которую в 1874 применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном [1].

1. Термин «нефтеотдача»

Нефтеотдача - это эффективность деятельности буровой скважины, которая определяется дробным или процентным соотношением величины извлекаемых запасов к величине имеющиеся геологических запасов нефти. Другими словами, речь идет о мере полноты извлечения нефтяных запасов в сравнении с потенциально возможным расчётным значением. Другие обозначения этого понятия - это «коэффициент извлечения нефти» или «КИН», «Oil recovery factor» или уже упомянутая нефтеотдача.

Стандартные значения показателя нефтеотдачи могут колебаться от 0,09 до 0,75, то есть от 9 до 75% эффективности. На величину этого показателя влияют многие факторы - это и физические характеристики, и химический состав извлекаемой сырой нефти, и глубина залегания, и степень обводнённости нефтеносных пластов, и даже выбранный способ разработки месторождения. Если в процессе нефтедобычи применяются искусственные методы воздействия, такие как гидравлический разрыв пласта или водонагнетание, величина КИН может значимо вырасти. В случае, когда для извлекаемой нефти характерна высокая вязкость, положительный эффект могут принести тепловые методы воздействия на пласт, - закачка теплоносителя в залежи, а также генерирование тепла внутри самого пласта (так называемое внутрипластовое горение).

Нефтеотдача в 40-50% нефтяных запасов считается активной, такие показатели достигаются в случае, если извлекаемая нефть имеет низкую вязкость, а коллекторы - хорошую проницаемость. При показателях КИН, не превышающих 20-30%, как правило, вследствие высокой вязкости нефти, речь идёт о трудноизвлекаемых запасах ископаемых, разработка таких месторождений обычно малорентабельна.

Теоретическая величина проектной нефтеотдачи рассчитывается на стадии проектной документации нефтяной скважины и корректируется в процессе её эксплуатации. При расчёте показателя учитываются технологические ограничения и момент потери рентабельности (соответственно, технологический КИН и экономический КИН). За период функционирования скважины текущий КИН постепенно увеличивается, вплотную приближаясь к проектному показателю.

По состоянию на 2011 год, средний коэффициент извлечения нефти из рабочей скважины в мире составил около 30-35% [2].

2. Факторы влияющие на КИН

Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических 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.

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.

На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе 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. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий 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.

3. Методы повышения нефтеотдачи

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

Коллектор имеет 3 основных свойства:

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 [3].

Заключение

Подводя итог, к своему реферату необходимо вспомнить его ключевые моменты а именно:

· Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %) [3].

· На величину КИН оказывают влияние:

o геолого-физические факторы;

o технологические факторы;

o методы искусственного воздействия на пласты;

o методы разработки и способы интенсификации добычи нефти;

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

· Методы повышения нефтеотдачи:

o гидравлический разрыв пласта;

o водонагнетание;

o реагентно-активационное воздействие (РАВ).

Я - как автор этого реферата хочу написать, что тема мне очень понравилась. Работая над ней, я узнал много нового.

Список использованной литературы

1. http://www.mining-enc.ru/n/neftyanaya-promyshlennost.

2. http://kniganefti.ru.

3. http://neftegaz.ru/tech_library.

Размещено на Allbest.ru