Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Коэффициент извлечения нефти ссср


КИН – его прошлое, настоящее и будущее на месторождениях России - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Oil recovery factor – its past, present and future on Russian fields

R. MUSLIMOV, Kazan State University

Средства массовой информации все время говорят о скором исчерпании углеводородов на планете. По их прогнозам, полное их исчерпание может произойти в течение нескольких десятилетий.Но главный вывод нашего рассмотрения [1] обеспеченности потребностей населения земного шара в источниках энергии и, прежде всего, наиболее привычных и экономичных его видах – углеводородах состоит в том, что полное истощение потенциала ни в ближайшей перспективе, ни в более отдаленном будущем (сотни, а может, и тысячи лет), нашей планете не грозит.

The main conclusion of the article is that our planet will not face the danger of total hydrocarbons depletion neither in the near-term prospect, nor in the farther future (in hundreds and even thousands of years).

Эра (по терминологии Запада) кондиционной (по-нашему, «активных запасов») нефти, очевидно, завершится в первой половине нынешнего столетия. Но новые месторождения углеводородов будут открываться в более сложных условиях (большие глубины бурения на суше и море, географически труднодоступные районы, сложные природно-климатические условия), и сами месторождения будут более сложными для освоения в связи с преобладанием в них труднооткрываемых и трудноизвлекаемых запасов (ТЗН).Наш вывод – только принципиально новые технологии добычи и использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) планеты позволят обеспечить возрастающие потребности населения в условиях цивилизованной торговли между странами и координации работ по их добыче на мировом уровне.В этих условиях состояние нефтяной промышленности интегрально определяет положение воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ) и уровень КИН. Республика Татарстан является типичным старым районом нефтедобычи с высокой степенью опоискованности недр – разведанность здесь самая высокая среди регионов России. Поэтому за счет геологоразведочных работ (ГРР) обеспечивается не более 20% от общего ежегодного прироста запасов. Остальная часть приходится на повышение КИН, переоценку запасов и доразведку действующих месторождений.

Политизированная методология

Положение с КИН в РФ по сравнению с наиболее развитой страной – США показано на рис. 1.

Рис. 1. Сравнительные значения КИН в России и США

Как видно из рис. 1, КИН в РФ неизменно падал, только в последние годы наметилась его стабилизация, которая объясняется установкой ЦКР на его увеличение. Примерно такое же положение (но несколько лучше) в Республике Татарстан. Большинство специалистов в РФ это объясняют постоянным ухудшением горно-геологических условий. А вот в США КИН постоянно растет. Что, в США они не ухудшаются по мере роста разведанности недр? Конечно, ухудшаются.Главной причиной разночтения является методология утверждения КИН. В США КИН принимается в полном соответствии с проектами разработки и заложенными в них технологическими решениями. Улучшаются со временем технологии – растет КИН. В 70-х годах прошлого века американские специалисты считали предельно возможным достижение КИН – 0,5 (к чему они сегодня уверенно идут), а теоретически мыслимым – 0,6. А в СССР КИН был идеологизирован. Считалось, чем выше КИН мы примем, тем лучше. Это будет обязывать предприятия стараться его достичь. При подготовке одного из съездов КПСС даже предлагалось в его решениях директивно записать достижение КИН в нефтяной отрасли 0,6. Нефтяникам с большим трудом удалось исключить этот пункт из проекта решения съезда.Так, в 50-х годах прошлого столетия по Ромашкинскому месторождению был принят КИН – 0,6. Проведенный в 70-х годах прошлого столетия анализ показал, что ранее принятый проектный документ обеспечивал КИН не 0,6, а всего около 0,3. Последний проектный документ предусматривает достижение КИН – 0,528 с общим фондом скважин более чем в 3 раза выше предусмотренного для КИН – 0,6. Похоже, что этот урок и эти ошибки прошлого сегодня мы начали забывать и снова принялись за старое – завышать КИН в проектах разработки. Об этом говорят огромные приросты запасов за счет КИН, принятых в последние годы на ЦКР (табл.).

Рис. 2. Структура нефтяных залежей

АЗН – активные запасы нефти, ТЗН – трудноизвлекаемые запасы нефти, ОЗН – остаточные запасы нефти, ВПТК – высокопроницаемые терригенные коллектора, ВПКК – высокопроницаемые карбонатные коллектора, НПТК – низкопроницаемые терригенные коллектора, НПКК – низкопроницаемые карбонатные коллектора, КПП – коллекторы пониженной проницаемости, НК – нетрадиционные коллектора, ПК – плотные коллектора, ПЗ – проблемные залежи, МВН – маловязкие нефти (вязкость до 10 мПа*с), ПВН – повышенной вязкости нефти (60-200 мПа*с), ВВН – высоковязкие нефти (200-1000 мПа*с), СВН – сверхвязкие нефти (1000-10000 мПа*с), ПБ – природные битумы (вязкость более 10000 мПа*с)

Причем в ряде случаев утвержденные проекты реально не обеспечивают достижения принятых проектных КИН, т. е. они рассчитаны на совершенствование технологий в будущем (часть запасов на баланс принимается авансом). Со временем, по мере совершенствования технологии разработки, проектный КИН должен постоянно расти, но это при условии, что первоначальный КИН был принят верно, когда технологические решения были адекватны геолого-физическим условиям месторождения. Это американский путь, и он единственно правильный, стимулирующий совершенствование техники и технологии разработки месторождений.Но есть и другие причины снижения КИН. В настоящее время проектирование разработки ведется по регламентам, утвержденным в 70-х годах прошлого века. Однако понятия и принципы рациональной разработки нефтяных месторождений, сформированные в советское время для командно-административных отношений, в новых условиях оказались неработающими. Сегодня также не действуют «Правила разработки нефтяных месторождений» советского периода. Таким образом, отрасль оказалась без фундаментальной основы проектирования рациональной разработки нефтяных месторождений [2].

Нефтевытеснение крупным планом

Складывается парадоксальная ситуация: техника и технология нефтедобычи неуклонно развиваются, а нефтеотдача снижается. Основные причины этого:
  • слабое изучение детального геологического строения нефтяных месторождений (залежей) промыслово-гидродинамическими, промыслово-геофизическими, лабораторными методами и полевыми геофизическими и геологическими методами, причем не только новыми, но и ранее широко применявшимися технологиями, не говоря уже о современных методах исследования пород и насыщающих их флюидов на наноуровне;
  • во-вторых, неадекватный реальному геологическому строению подбор технологий разработки и методов увеличения нефтеодачи пластов: у нас до сих пор нет методов и программ подбора необходимых МУН, созданных для геологических условий интересующего нас объекта – в этом главная причина их ни

burneft.ru

О нефти: schriftsteller

Кидальщик ножей и полировальщик прикладов Кунгуров считает себя большим специалистом по нефтедобыче и "объясняет на пальцах". В отличие от него, я себя специалистом не считаю, и при необходимости обращения к вопросу читаю, что пишут нефтяники по тому или иному поводу. Так вот, картина развития нефтедобычи крайне резко, кардинально отличается от того, что понаписал Кунгуров.

Сказки о гидроразрыве

Он думает, что причиной роста нефтедобычи в 2000-е годы стал метод "гидроразрыва пласта": "Секрет этого чуда обозначается тремя буквами - ГРП, что означает "гидравлический разрыв пласта". Никакого секрета тут нет. Гидроразрыв пласта применяется довольно редко в России. В доле методов увеличения нефтеотдачи (МУН) гидроразрыв добавляет около 4% годовой добычи нефти. В 2006 году было добыто 480 млн. тонн нефти и газоконденсата. 4% - это 19,2 млн. тонн. Вот и все "чудо гидроразрыва пласта". Для сравнения, в США МУН дает около 25-30% годовой добычи нефти. Из 264,1 млн. тонн американской добычи около 25% или 66 млн. тонн - это нефть, извлеченная с помощью МУН. Более чем втрое больше, чем в России. А теперь технические тонкости. Кунгуров пишет: "В чем заключается процесс ГРП: в добывающую скважину под давлением в несколько тысяч атмосфер, расширяющем поры пласта, закачивается специальный расклинивающий раствор, содержащий крупнозернистый песок. Песок забивает расширившиеся капилляры и не дает им схлапываться. В результате приток нефти резко возрастает, и ее берут без всякой меры с помощью ЭЦН. Но праздник длится недолго. Вода из нагнетательных скважин (воду закачивают внутрь пласта для поддержания давления, ибо нефтяные фонтаны остались в далеком прошлом, самотеком нефть из скважин не идет) быстро находит дорогу к трещинам в пласте и поскольку обладает меньшей вязкостью, чем нефть, прорывается к добывающей скважине. Все, эта скважина отдала свои сливки, и через год-два к эксплуатации становится непригодна. Я, конечно, упрощаю, но суть верна".Для совершенно несведующего в теме человек звучит как откровение. Нефтяники же ржут от смеха. Дело в том, что вода сильно способствует добыче нефти, в особенности из истощаемых месторождений. В диссертации С.К. Устимова "Прогнозирование коэффициента извлечения нефти в процессе разработки месторождений" прямо говорится, что от закачки воды в нефтеносный пласт и добычи жидкости прямо зависит разработка месторождения и коэффициент извлечения нефти. На пике добычи нефти в СССР в 1987-1988 годах на тонну нефти из скважин выкачивалось 2,8-3,1 тонны воды. Сейчас 4,2 тонны. В США - 14 тонн на тонну нефти. Нефтяников беспокоит не увеличение откачки воды из скважин, а наоборот, ее сокращение, которое существенно понизило извлечение нефти из месторождений. Нефтяники требуют закачивать в пласт больше воды и добывать больше жидкости, и требуют реконструкцию промыслов, чтобы это стало возможным. Зачем? Затем, что на поздних стадиях эксплуатации месторождений вода промывает пласт, вынося частицы нефти к добывающей скважине. Потому, на американских скважинах такой объем откачиваемой жидкости. Так что Кунгуров, не раз уже показавший свою глупость и крайнюю поверхностность, и тут угодил впросак. Все его рассуждения про гидроразрыв и воду оказываются просто несостоятельными. Дальше Кунгуров пишет, что де гидроразрыв может быть и полезен, но "тупорылые нефтяники" делают, не спрашивая его "компетентного" мнения: "У нас же компании принялись рвать еще не выработанные скважины и снимать сливки, пока баррель в цене". Конечно, же, это вранье, причем вранье от незнания. На месторождениях в ХМАО, где было выполнено около 9 тысяч гидроразрывов, 58,9% операций пришлись на скважины с дебитом до 5 тонн в сутки. В среднем, эффективность добычи повышается в 3,7 раза, а средний дополнительный объем добытой нефти составил 8,9 тысяч тонн на скважину. По многим скважинам продуктивность после гидроразрыва стала выше, чем была на пике добычи до него. Причем эти операции по гидроразрыву пластов в основном делались в 1990-е и 2000-е годы, то есть в то самое время, которое Кунгуров ругает. В в 70-е и в 80-е годы в Западной Сибири гидроразрыв применялся редко, поскольку эксплуатировались большие месторождения с хорошими дебитами, и к этому методу не прибегали. Выработка месторождений заставила перейти к использованию этого метода. Как быть с его кунгуровскими заявлениями о "хищнической нефтянке"? В завершении его фразочка: "По поводу негативного влияния ГРП на извлекаемость нефти так же существует "удобное" мнение, что лет через 25-30 изуродованные гидроразрывом месторождения самореанимируются и добыча на них вновь станет рентабельной. На чем базируется подобный оптимизм? Опять же на незнании. Поскольку ГРП в РФ широко применяется всего с десяток лет, то еще через два десятилетия можно будет точно сказать, подтвердится ли это предположение". Брехня и вранье. Это Кунгуров ничего не знает. Гидроразыв появился в США в 1947 году, а в СССР в 1952 году. В 1958-1963 годах делали по 1500 операций в год, а в 1959 году - 3000 операций в год. Результат всегда был один и тот же - значительно увеличение добычи и дебита, а про "изуродованные гидроразрывом месторождения" почему-то ни один профессиональный нефтяник не пишет. Вот оно - последствие малограмотности, в сочетании с апломбом и стремлением все решить силой, нажимом и кнутом. Все оценки оказываются ошибочными, бьющими мимо цели, разрушительными. Вот если прикажет Кунгуров сократить обводнение скважин, то это вызовет лишь резкое сокращение добычи нефти, поскольку без воды ее из скважины не извлечь. Прикажет "рационально рвать пласт", и это также приведет к бесполезной трате ресурсов и сокращению добычи. Гидроразрыв возможен не на всякой скважине, нужно учитывать условия пласта, чтобы получить эффект. По статистике по ХМАО, 35% операций гидроразрывов оказываются низкоэффективными, менее 3 тысяч тонн дополнительной добычи, в силу просчетов, ошибок, шаблонных подходов и тому подобных факторов. Если Кунгурова допустить до власти, то нефтянку он точно запорет, и придется потом нефть импортировать.

Легкой нефти не будет

Самое главное, что нужно понять - легкой нефти в России больше не будет. Вряд ли откроют новые Самотлоры, поскольку почти вся территория России была охвачена разведкой и все, более или менее перспективные на нефть и газ районы были разведаны. Часть из месторождений не осваивается по причине труднодоступности. Это некоторый резерв. В общем же, придется заниматься разработкой истощенных месторождений, то есть массово внедрять этот самый МУН, о котором Кунгуров ни слова не сказал, но который и составляет главный резерв увеличения добычи нефти в России. Сейчас он составляет около 9-10% годовой добычи, и его надо наращивать. Что-то можно взять уже опробованными методами: заводнением и гидроразрывом пласта. Но вообще, в арсенале МУН около 130 методов, которые были разработаны и опробованы в СССР. Из этого аресенала можно выбрать свое уникальное сочетание МУН для каждого месторождения или даже для группы скважин. Тут надо погнать к черту Кунгурова и заниматься тонкой интеллектуальной работой по изучению пластов, скважин, условий залегания, подбором МУН. Этот путь даст свой эффект. Есть и другой путь - уплотнение скважин. В России в среднем плотность скважин составляет 25-30 га на скважину. В США показатель плотности на некоторых месторождениях с наиболее высоким КИН достигает 1,8 га на скважину. То есть, из этого примера становится ясно, что если увеличить плотность скважин вдвое, то можно существенно увеличить добычу нефти. Для этого также нужно выбрать месторождения, где это даст наилучший эффект, чтобы не распылять ресурсы. Вариантом уплотнения скважин может выступать бурение горизонтальных скважин. Кстати о КИН или коэффициенте извлечения нефти. Кунгуров пишет: "На родине промышленной нефтедобычи - США на трех четвертях скважин используются старомодные насосы-качалки, но коэффициент извлечения нефти (КИН) там в среднем 50%. В СССР он был на уровне 40%, сегодня скатывается (или уже скатился) к 20% при том, что 80% скважин оснащены ЭЦН". Во-первых, даже в газетах пишут, что КИН в России - 20%, в США - 35% (а вовсе не 50%), в Саудовской Аравии и Венесуэле - 23%. таким образом, Кунгуров просто врет, и имеет мозг своих доверчивых читателей. Ситуация с КИН вовсе не такая драматичная, как он хочет представить. Во-вторых, средний КИН ничего не говорит. Это "средняя температура по больнице". КИН сильнейшим образом отличается по каждому месторождению, по каждой компании. У "Роснефти" КИН - 38%, выше среднеамериканского, и к 2020 году его поднимут до 42%. КИН зависит от первоначальной геологической оценки запасов и конкретного проекта его разработки. Нефтяники пишут, что при изменении проекта разработки, КИН также меняется. Пробурили дополнительные скважины, применили МУН - КИН тоже поменялся. Это вовсе не какой-то стабильный показатель, а весьма текучий и неустойчивый, который может поменяться за пару лет. Я не понимаю этой "киномании", главным вопросом должно быть - хватает ли нам нефти на все нужды, или нет. Вот надо брать конкретные месторождения и тогда вопрос о КИН будет осмысленным. В-третьих, в диссертации С.К. Устимова отмечается, что верить зарубежным оценкам КИН не стоит - почти нет сведений о начальных геологических запасах. Впрочем, неудивительно. Если месторождение было открыто, скажем в 1889 году, то к начальным проектным запасам КИН сегодня может составить 1200 или 1500%. Так что, условное это понятие. По поводу того, что "нефть кончается", так в 2003 году доказанные запасы составляли 8,2 млрд. тонн. Даже давно разрабатываемые месторождения, врое Самотлорского, содержат в себе колоссальные запасы нефти. При начальных запасаъ в 6 млрд. тонн, остаточные геологические запасы содержат 4,5 млрд. тонн нефти, из которых остаточные извлекаемые запасы - 2-2,3 млрд. тонн. Так что, нефть у нас есть.

Нефть и газ - волей-неволей

Если рассматривать хозяйственную политику, то надо признать очевидный и объективный факт, что без нефти и газа нам не выжить. Кунгуров и его единомышленники обычно концентрируют внимание на экспорте нефти и газа, не замечая того обстоятельства, что 2/3 населения России без нефти и газа не сможет выжить и хозяйствовать. Речь идет об уже помянутых в посте об угле 430 млрд. кубометрах газа, который в год сжигают регионы Европейской части России, и потреблении нефти в размере примерно 155 млн. тонн, из которых 80% тоже приходится на Европейскую часть. Применительно к этим регионам, заменить этот объем энергоносителей в настоящий момент нечем - у европейской части России просто не таких запасов энергоресурсов. Потому, в противоположность Кунгурову, который заламывает руки в истерике, надо сказать твердо - tolens-nolens, нефть и газ придется добывать при любых раскладах, при любой цене и себестоимости добычи, чтобы обеспечить топливом Европейскую часть России, поскольку других вариантов в настоящий момент нет. Причем как для внутреннего потребления, так и для экспорта, поскольку переход к самостоятельному производству товаров потребует увеличения снабжения топливом, и вообще, обмен нефти и газа на товары в настоящий момент выгоднее любой автаркии. В принципе, можно разработать альтернативную схему энергоснабжения региона, опирающуюся на другие энергоресурсы, но она потребует применения очень нетривиальных подходов, нестандартных решений и весьма больших затрат на строительство. На ее полное развитие потребуется примерно 25-30 лет, в течение которых мы должны держать нефтегазовое хозяйство в порядке. Развитие внутреннего товарного производства я мыслю себе только и исключительно на основе полной роботизации и автоматизации. Причины? Более высокая энергоэффективность. Во-первых, у автоматов будет куда большее потребление электроэнергии, чем тепловой, примерно 80:20, против нынешнего соотношения, если мне не изменяет память, 45:55. Автоматам не нужно греть цеха, для технологических процессов потребуется главным образом высокопотенциальное (сгорание минерального топлива) или среднепотенциальное (пар) тепло. Высвободившийся объем низкопотенциального тепла можно пустить на генерацию электроэнергии, благо есть методы. Во-вторых, автоматы можно сделать очень разнообразными по энергопотреблению, и уйти от огромных и энергоемких производств, распределив генерацию между многочисленными мелкими и средними установками, в том числе ветровыми, гидроэнергетическими, солнечными. Тут, конечно, потребуется еще один элемент энергосистемы, но о нем потом. В-третьих, относительная компактность автоматов, препятствующая рассеиванию энергии, позволяющая теплоизолировать его и утилизировать отбросы тепла. Например, отбросное тепло от печей может быть направлено на генерацию электроэнергии. Когда у нас это все появится, тогда мы можем позволить себе сократить потребление нефти и газа до сравнительно небольших величин. Но до наступления этого момента, придется заниматься и тем, и другим.

schriftsteller.livejournal.com

Коэффициент - извлечение - нефть

Коэффициент - извлечение - нефть

Cтраница 3

При этом значительно повышается коэффициент извлечения нефти из запасов ее в недрах. Так например, на Туймазинском месторождении давление в пласте Д в первые годы эксплуатации до закачки воды снизилось на 30 %, что вызвало сильное падение дебитов скважин, а после закачки воды оно снова поднялось и держится на одном уровне уже в течение нескольких лет, несмотря на усиленный отбор нефти. При этом устойчиво сохраняется наиболее производительный и дешевый способ добычи - фонтанный. При поддержании пластового давления степень извлечения промышленных запасов нефти повышается до 60 % вместо 30 % без закачки воды.  [31]

При этих составляющих величинах коэффициент извлечения нефти равен 0 55 для верхней и 0 50 - для нижней пачек.  [32]

В соответствии с [20] коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов разработки залежей и утверждаются ГКЗ СССР на основе экспертизы материалов с учетом заключений по ним Миннеф-тепрома, Мингазпрома и Мингео СССР.  [33]

С увеличением отбора жидкости коэффициент извлечения нефти растет. Но при этом не всегда имеет место пропорциональная зависимость. Основной рост коэффициента извлечения отмечается при отборе первых двух-четырех объемов жидкости. По результатам разработки многих месторождений нефти установлено, что достигнуть величины коэффициента извлечения нефти более 50 % можно лишь при отборе нескольких объемов жидкости из недр.  [34]

При этом прогнозная величина коэффициента извлечения нефти превышает проектную на 5 пунктов, что, учитывая повышенную сложность геологического строения участка, свидетельствует о высокой эффективности выработки запасов. Зоны слабой выработки запасов сопряжены с участками повышенной геологической неоднородности пласта по толщине ( сочетание высокой толщинной вариации емкостно-филь-трационных параметров скважины, расчлененности относительно эффективной мощности пласта), показанные на рис. 2 жирной линией. Более высокой степенью выработки запасов характеризуется площадь с уплотненной сеткой скважин и применением очагового заводнения.  [35]

Оценка выработки запасов и коэффициента извлечения нефти ( как текущего, так и конечного) по девонским залежам месторождения выполнялась неоднократно, начиная с 1956 г. различными исследованиями ВНИИ, Башнипинефть и НТДУ Туймазанефть.  [36]

В работе [352] увеличение коэффициента извлечения нефти объясняется вытеснением ее из мелких пор и плотных малопроницаемых пропластков при повышении давления нагнетания.  [38]

При решении проблемы увеличения коэффициента извлечения нефти необходимо учитывать процессы, происходящие на поверхностях контактов минералов с пластовыми жидкостями, и свойства тонких слоев жидкости, соприкасающихся с породой.  [39]

Рассмотрение различных методов увеличения коэффициента извлечения нефти показывает, что их эффективность определяется тремя основными группами факторов: геолого-физическими, технологическими, техническими.  [40]

Промышленные кондиции, а также коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата и сопутствующих компонентов обосновываются технико-экономическими расчетами и утверждаются в установленном порядке.  [41]

Первоначально модель подвергалась заводнению, коэффициент извлечения нефти ( КИН) составил 0 52, затем в заводненную модель закачивалась ВГС.  [42]

Ряд статистических моделей по определению коэффициента извлечения нефти с помощью многомерного регрессивного анализа получен зарубежными исследователями.  [43]

Методы интенсификации добычи и увеличения коэффициента извлечения нефти в настоящее время охватывают два основных направления.  [44]

Опыт внедрения новых методов увеличения коэффициента извлечения нефти позволяет установить следующее.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Извлечение - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Извлечение - нефть

Cтраница 4

Методы извлечения нефти из скважин. Извлечение нефти из скважин осуществляется одним из трех способов: фонтанным, компрессорным ( газлифтным) или глубиннэнасосным.  [46]

Механизм извлечения нефти из пористой среды при фронтальном вытеснении можно сравнить с механизмом вытеснения жидкости свободно двигающимся поршнем, входящим в капиллярные отверстия в породе.  [47]

Полноту извлечения нефти из пласта характеризует коэффициент нефтеотдачи Кио, который можно представить как произведение трех коэффициентов К 0 КС-К3-КЯ, где Кс - коэффициент сетки скважин, который показывает долю всей нефтяной залежи, которая при данной сетке расположения нагнетательных и добывающих скважин испытывает воздействие созданной депрессии и вовлечена в разработку; К3 - коэффициент заводнения, который показывает заводненный объем по той части залежи, которая была вовлечена в разработку, но полностью не могла быть заводнена в силу невозможности эксплуатировать скважины до полной обводненности ввиду стремительного роста стоимости добычи нефти; К, - коэффициент вытеснения нефти из того объема нефтяной залежи, который полностью заводнен.  [48]

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ СССР с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности СССР, Министерства газовой промышленности СССР и Министерства геологии СССР.  [49]

Технология извлечения нефти из битуминозных песков Атабаски включает открытую добычу сырья и процесс экстракции битума горячей водой по методу Кларка. Потребность в воде для этих целей составляет 7О мэ / с при добыче 1 млн м3 синтетической сырой нефти в сутки. Подобный расход воды может понадобиться и при использовании технологии вытеснения нефти из пласта, поэтому необходимо максимальное повторное использование воды с сохранением ее качества.  [50]

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата устанавливают на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ СССР с учетом заключений по ним Министерства нефтяной промышленности СССР, Министерства газовой промышленности СССР и Министерства геологии СССР.  [51]

Коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата - долю извлеченного полезного ископаемого по отношению к объему балансовых запасов - определяют на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов: их утверждает Государственная комиссия по запасам МПР.  [52]

Технология извлечения нефти из недр определяется механизмом, приводящим в движение нефть и газ в пласте.  [53]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нефтеотдача пластов - страница 2

При определении коэффициентов нефтеотдачи по заводненным частям залежей в ряде случаев берутся в расчет средние данные по пласту, а не параметры той части залежи, в пределах которой осуществляется замещение нефти водой. В результате коэффициент нефтеотдачи не отвечает тому объекту, который подвергся заводнению.

Многочисленными исследованиями установлено, что периферийные участки залежей, как правило, характеризуются более низкими значениями параметров пласта, чем центральные приподнятые участки. В погруженных частях структур пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пород значительно слабее. Следовательно, нефтеотдача по периферийным участкам должна быть ниже, чем средняя по пласту. Поэтому полученные по заводненным частям коэффициенты нефтеотдачи в ряде случаев завышены.

Точность величин коэффициента нефтеотдачи зависит от достоверности величин, входящих в формулу подсчета запасов объемным методом, в частности от эффективной мощности пласта, коэффициента нефтенасыщения и других параметров.

Нефтенасыщенность изменяется по площади от центра к периферии от 90 до 60%. Эта закономерность имеет большое значение для платформенных условий, характеризующихся наличием больших размеров водоплавающих частей залежей. Когда исследуется нефтеотдача периферийных частей залежи, для расчета надо брать не среднюю, а конкретную величину нефтенасыщенности, характеризующую эту часть залежи.

Для определения нефтенасыщенных мощностей пород и вместе с тем и коэффициента нефтеотдачи большое значение имеет точная отбивка водо-нефтяного контакта (ВНК), с которым связана самая большая площадь на границе нефти и воды. Для средних размеров нефтяных залежей Русской платформы ошибка в отбивке ВНК на 1 м искажает величину извлекаемых запасов на 500-700 тыс. тон, а для крупных месторождений - на несколько десятков миллионов тонн.

Современные методы определения ВНК недостаточно точны. Колебания его отметок зачастую вызваны литологической изменчивостью нефтесодержащих пластов. Особенно затруднительна точная отбивка ВНК с разрезами маломощных пластов, когда при различной проницаемости пластов получаются неоднозначные электрометрические показатели, усложняющие интерпретацию при испытании разведочных скважин и наблюдениях за появлением воды в эксплуатационных скважинах в процессе разработки месторождения нельзя получить точной отметки ВНК. Наиболее надежны промыслово-геофизические и радиометрические методы. Однако и они еще не обеспечивают требуемой точности определения положения ВНК.

Необходимо продолжать исследования ВНК до получения возможно более точной его отбивки главным образом геофизическими и радиометрическими методами.

Большое влияние на снижение конечной нефтеотдачи оказывает несовершенство методов разработки водоплавающих частей нефтяных залежей. В ряде случаев при проходке скважин, чтобы получить безводную нефть, перфорация производится выше водоносных песчаников на 3-5 м. В результате нефтенасыщенные пропластки, залегающие в нижних частях пластов, на границе нефти и воды, могут оставаться в значительной степени невыработанными.

Это обстоятельство имеет серьезное значение как фактор, снижающий коэффициент нефтеотдачи для подавляющего большинства платформенных залежей, в которых значительные запасы нефти, сосредоточены в водо-нефтяных зонах. Так, например, в Ромашкино нефтяные залежи всей площади месторождения на 90,5% подстилаются водой.

Американцы считают, что достигнутый ими коэффициент нефтеотдачи при первичных методах добычи нефти по всем продуктивным пластам США составляет 35% от геологических запасов, причем они утверждают, что более высокую отдачу (в среднем) первичными методами добычи получить нельзя. Они указывают, что нефтяные пласты с режимом растворенного газа при самых лучших технологических методах разработки могут обеспечить суммарный отбор от 10 до 25%. В продуктивных пластах, с, упруговодонапорпым режимом коэффициент суммарной нефтеотдачи, по их мнению, может изменяться в идеальных условиях от 35 до 75%.

Если американцы говорят о среднем фактически достигнутом, коэффициенте отдачи в 0,35, то специалисты Российской Федерации считают, что в России средний конечный коэффициент нефтеотдачи составляет примерно 0,45-0,5. Однако научные исследования, показывающие полноту извлечения нефти в различных геологических условиях, еще недостаточны.

Как в США, так и в России совершенно отчетливо выделяются группа низких коэффициентов отдачи, получающихся при разработке нефтяных залежей с режимом растворенного газа, и группа более высоких коэффициентов нефтеотдачи, достигаемых в результат выработки залежей с упруговодонапорным режимом.

Средний коэффициент нефтеотдачи в целом по стране зависит от следующих основных факторов: 1) от соотношения добычи нефти на месторождениях с упруговодонапорным режимом и режимом растворенного газа, а также от удельного веса добычи тяжелой нефти, при эксплуатации которых получается низкая отдача; 2) от уровня развития методов поддержания пластовых давлений и вторичных методов добычи; 3) при прочих равных условиях от размещения и плотности скважин при разработке.

В 1960 г. примерно 72-73% общесоюзной добычи нефти приходится на месторождения с упруговодонапорным режимом. По месторождениям США таких данных мы не имеем.

За тот же год добыча нефти с поддержанием пластового давления и с применением вторичных методов в СССР достигла 65%, в то время как в США она составила лишь 28-30%. Указанные благоприятные соотношения, сложившиеся в СССР в направлении разработки месторождений и добычи нефти, повлияли на повышение нефтеотдачи.

Можно предположить, что и в ближайшие годы удельный вег добычи нефти из залежей с упруговодонапорным режимом сохранятся на уровне примерно 70-75%. Добыча нефти из пластов, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, к 1980 г. значительно увеличится; возрастет также добыча тяжелых нефтей, что несколько повлияет на снижение среднего коэффициента нефтеотдачи. В некоторых районах будут разрабатываться глубокие горизонты, в которых следует предполагать закономерное снижение проницаемости пород и в ряде случаев наличие залежей нефти с режимом растворенного газа, что также повлияет на снижение среднего коэффициента нефтеотдачи.

Для прогнозирования динамики коэффициента нефтеотдачи на длительный период, кроме знания фактически достигнутых величин его в различных геологических условиях, необходимы детальные расчеты по ряду групп месторождений и знание многих фактором, влияющих на нефтеотдачу, в частности, большое значение имеет знание потенциальных возможностей методов поддержания давления на нефтеотдачу.

Американцы Робертс и Уокер, ссылаясь на накопленные материалы о возможностях и применении различных методов поддержания пластового давления, считают, что максимальное значение коэффициента суммарной нефтеотдачи будет не более 60%. Однако это может быть достигнуто, заявляют они, в течение следующих 50 лет. С этим их мнением нельзя согласиться. Нам представляется, что научные исследования в этой области позволят обосновать и добиться значительно большего извлечения нефти.

До настоящего времени еще нет полной ясности в потенциальных возможностях методов поддержания давления в отношении повышения конечного коэффициента нефтеотдачи. Можно считать доказан иым весьма положительное значение водного фактора в увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. В этом отношении приведенные выше данные по эксплуатации Грозненских месторождение являются вполне убедительными. Роберте и Уокер указывают, что заводневие является наиболее распространенным способом повышения суммарной нефтеотдачи - оно может повысить суммарную нефтеотдачу на 20-30% от запасов, и что для извлечения 1 м нефти из пласта надо прокачать через него 20м3 воды. Следует подчеркнуть, что выбор того или иного метода воздействия на пласт зависит в итоге не только от величины суммарной нефтеотдачи, но и от экономической эффективности мероприятия. Необходимо прежде всего разобраться в том, каковы фактически достигнутые коэффициенты и какие факторы, влияющие на нефтеотдачу, еще не выявлены. Кроме общеизвестных факторов, влияющих на нефтеотдачу (вязкость жидкостей, физические свойства коллекторов, величина остаточной воды и ее свойства и др.), необходимо более детально изучить влияние скоростей вытеснения нефти, оценить потенциальные возможности методов поддержания пластового давления в отношении увеличения нефтеотдачи, а также проанализировать влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу в различных условиях неоднородности пластов.

НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ - КОЭФФИЦИЕНТОВ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПО ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ

Особое значение для познания природных факторов, влияющих на величину нефтеотдачи пластов, имеют исследования по выработанным или находящимся в длительной разработке залежам.

Существующая в настоящее время методика определения коэффициентов нефтеотдачи по геолого-промысловым данным для выработанных залежей или заводненных участков требует значительного совершенствования и единого подхода к определению наиболее важных параметров, влияющих на нефтеотдачу пласта.

Современные методы исследования пластов позволяют в значительной степени уточнить величину нефтеотдачи, определяемую по геолого-промысловым данным, и познать некоторые особенности процесса вытеснения благодаря учету следующих факторов:

1) упругих сил пласта при определении нефтеотдачи пласта по заводненным участкам;

2) степени охвата залежи в процессе заводнения, обусловленной неоднородностью пласта и коллектора;

3) степени вытеснения нефти водой, обусловленной особенностями структуры норового пространства и капиллярными силами;

4) точности определения положения водо-нефтяного контакта как первоначального, так и текущего;

5) истинной величины нефтенасыщенности пород и т.п. Коэффициент нефтеотдачи в заводненных участках (в условиях водонапорного режима) определяется отношением добытого объема нефти из залежи к первоначальному объему нефти в пределах данного участка.

В условиях водонапорного режима добыча нефти из заводненного участка обычно принимается равной суммарной добыче по залежи в целом, что справедливо только в том случае, если текущее давление в залежи равно начальному пластовому давлению.

Если же текущее давление в залежи меньше начального пластового давления, то некоторое количество нефти будет добыто за счет упругих сил всей залежи, а не только за счет вытеснения нефти из заводненного участка. При вычислении коэффициента нефтеотдачи заводненного участка необходимо эту дополнительную добычу исключать из общей добычи нефти за счет упругих сил пласта. Влияние упругих сил пласта на нефтеотдачу заводненного участка тем больше, чем меньше относительный объем заводненного участка (по отношению ко всему объему залежи).

Точность определения коэффициента нефтеотдачи пластов, разрабатываемых в условиях водонапорного режима, зависит от точности определения заводненного объема залежи. Вследствие неоднородности пласта по проницаемости в залежи могут оставаться при данной системе размещения скважин не заводненные участки пласта. Отношение объема нефтесодержащей породы, охваченного заводнением (т.е. где прошла вода), ко всему объему нефтесодержащей породы в пределах всей залежи (в случае выработанной залежи) пли в пределах заводненного участка представляет собой коэффициент охвата залежи (в данном случае участка) заводнением. Поскольку коэффициент нефтеотдачи пласта можно представить в виде произведения коэффициентов вытеснения (т.е. нефтеотдачи однородного пласта по лабораторным данным) и охвата, то для выработанной залежи (или участка) можно вычислить достигнутый коэффициент охвата. Однако определенная таким образом величина коэффициента охвата не позволяет выявить невыработанные зоны пласта. Поэтому для более эффективного обнаружения не вырабатываемых участков пласта необходимо шире использовать не только давно применяемые геологические методы, но и методы гидроразведки, разработанные Н.П. Яковлевым во ВНИИ.

Точность определения коэффициента нефтеотдачи пласта зависит в значительной степени от точности определения нижней границы залежи.

При подсчете запасов нефти на ряде крупнейших месторождений Татарии и Башкирии до недавнего времени выделялась так называемая переходная зона. При опробовании переходной зоны на Ромашкинском месторождении во многих скважинах получены притоки чистой нефти или нефти с водой.

Существуют совершенно различные представления о так называемой переходной зоне. Одни исследователи к переходной зоне относят значительную часть нефтяной залежи только на том основании, что содержание воды в залежи несколько увеличивается по сравнению с номинальным содержанием связанной воды.

Так, Н.Н. Сохранов отмечает, что переходная зона может иметь мощность 8-10 м, а водо-нефтяной контакт залегает на расстоянии 1,5 м от зеркала воды. Если учесть, что многие крупные платформенные залежи имеют в среднем мощность пласта всего 7-8 м, то в таком представлении почти всю залежь надо относить к переходной зоне.

В.П. Савченко предлагает выделять две переходные зоны: за верхнюю границу первой переходной зоны он предлагает принимать 75% -ную нефтенасыщенность, а кровлю второй переходной зоны проводить по 25% -ной нефтенасыщенности. Следовательно, если в залежи связанной воды будет 30%, то всю залежь надо относить к переходной зоне. Однако если нефтенасыщенность пласта составляет 15-25%, то при опробовании этой части залежи можно получить только чистую воду. Поскольку эти предложения не дают точного представления о нижней границе и объеме самой залежи и, следовательно, не обеспечивают точности подсчета запасов нефти, они не могут быть приняты.

Имеющийся керновый материал дает ясное представление о нижней границе залежи и позволяет однозначно решить вопрос о так называемой переходной зоне.

Несомненно, что понятие «переходная зона» возникло в результате трудностей интерпретации данных геофизических исследований скважин и отсутствия кернов, характеризующих зоны водо-нефтяного контакта.

Проведенные во ВНИИ исследования показали, что большое влияние на четкость отбивки водо-нефтяного контакта имеют геологические условия. В мощных песчаных пластах положение ВНК определяется достаточно точно по резкому снижению кажущихся сопротивлений.

Однако существует большое число скважин, на каротажных диаграммах которых ввиду плавного уменьшения кажущихся сопротивлений невозможно точно установить положение ВНК. В этих случаях нечетная отбивка ВНК вызвана особенностями строения нефтяного горизонта, выражающимися в частом чередовании песчаных, алевритовых и аргиллитовых образований, обусловивших постепенный спад сопротивлений в зоне ВНК.

На характер изменения кажущихся сопротивлений в зоне ВНК оказывает влияние не только нефтегазонасыщенность пласта, но и физические свойства коллекторов, сопротивление вмещающих пород, неравномерное проникновение фильтрата глинистого раствора в пласт и др.

Приведенные примеры показывают, что расчлененность пласта и большое количество алевритовых и аргиллитовых прослоев не способствуют четкому определению ВНК по геофизическим данным и что точная интерпретация геофизических материалов должна основываться на данных отбора керна.

Различные результаты испытания скважин в переходной зоне свидетельствуют о том, что интерпретация физической сущности переходной зоны, основанная только на данных промысловой геофизики, субъективна и несовершенна; поэтому в одних случаях к переходной зоне относят часть нефтяной залежи, а в других к той же зоне относят водоносную часть пласта.

    продолжение

coolreferat.com

Коэффициент — Извлечение — Компонент [целевой] ... Коэффициент — Износостойкость

Уровень 1: Уровень 2: Уровень 3:
от: 0 -фазадо: Воздействие [сильное исключительно] от: Кольцо[телескопическое]до: Константа [кажущаяся] — Скорость от: Координация[нуклеофильная]до: Коробка [переходная]
от: Воздействие[сильное наиболее]до: Завод [нефтеперерабатывающий] — Союз [советский] от: Константа— Скорость— Катализируемыйдо: Координация — Нагрузка от: Коробка[пластмассовая]до: Корпус — Реле-регулятор
от: Завод[специализированный]до: Кольцо [сферическое] от: Координация[нуклеофильная]до: Крепление — Призма от: Корпус— Реостатдо: Коррозия [равномерная сплошная]
от: Кольцо[телескопическое]до: Надежность [технологическая] от: Крепление— Приспособление[подъемное]до: Лейшманиоз от: Коррозия[ракушечная]до: Коэфициент [постоянный]
от: Надежность— Топливоснабжениедо: Паста [грубая] от: Лейшманиоз[висцеральный]до: Мантисса — Логарифм [десятичный] от: Коэфициент— Преломлениедо: Коэффициент — Использование — Ток
от: Паста[густая]до: Принтер [сетевой] от: Мантисса[нормализованная]до: Машинка [пишущая пультовая] от: Коэффициент— Использование— Топливодо: Коэффициент — Продуктивность
от: Принтер[струйный]до: Результат — Округление от: Машинка[пишущая электрифицированная]до: Метод — Повторение от: Коэффициент[начальный]— Продуктивностьдо: Коэффициент — Трение [статическое]
от: Результат[округленный]до: Способы — Заполнение от: Метод— Повышениедо: Механика [современная] от: Коэффициент— Трение[сухое]до: Кран [промывной]
от: Способы— Захватдо: Успех — Продукт от: Механика— Среда[деформируемая]до: Момент — Пара — Сила от: Кран— Проходнаядо: Крашение — Волокно [шерстяное]
от: Успех— Проектдо: Ящур от: Момент[алгебраический]— Пара— Силадо: Надежность [технологическая] от: Крашение— Волокно[штапельное]до: Крепление — Призма

www.ngpedia.ru

Коэффициент - извлечение - нефть

Коэффициент - извлечение - нефть

Cтраница 2

Величина коэффициента извлечения нефти зависит от многих факторов, характер которых по существу вытекает из формулы ( XII. Действительно, если пренебречь возможными погрешностями расчетов, то видно, что полный конечный коэффициент извлечения нефти зависит от двух групп параметров.  [16]

Увеличение коэффициента извлечения нефти может быть достигнуто путем целенаправленного воздействия на каждый из рассмотренных факторов в отдельности или в комплексе. Так, снижение вязкости нефти ( тепловые методы воздействия) или увеличение вязкости вытесняющего агента ( полимерное заводнение) приводят к увеличению коэффициента охвата.  [17]

В среднем коэффициент извлечения нефти, стоящий на Государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ, составляет 21 %, что свидетельствует о низкой эффективности применения традиционных систем разработки для выработки запасов нефти из таких коллекторов, поэтому поиск вариантов эффективного вовлечения в разработку нефтяных залежей в сложнопостроенных коллекторах является важным направлением развития нефтедобывающей отрасли региона.  [18]

Проведено сравнение коэффициентов извлечения нефти в НПК на основе статистических моделей и по модели DISPO. В выборке были представлены объекты Западной Сибири, Урало-Поволжья, Украины. Все объекты - с терригенным коллектором и практически однородны. На основе этих данных была построена статистическая модель КИН для НПК. Для учета капиллярных сил построена вторая модель КИН для НПК.  [19]

Для увеличения коэффициента извлечения нефти ( КИН) из продуктивных пластов Первомайского месторождения из физико-химических методов широко использовались: закачка серной кислоты в пласты с подстилающей водой ( Д / 2), закачка поверхностно активных веществ ( ПАВ) в пласт Д, микробиологические методы воздействия. Микробиологические методы были использованы путем закачки диаммония фосфата и всего было закачано 0 4 тыс. т этого агента.  [20]

Поэтому увеличение коэффициента извлечения нефти может быть достигнуто путем целенаправленного воздействия на каждый из этих факторов в отдельности или в комплексе и подбора в зависимости от геолого-физических условий оптимальных методов ее увеличения.  [21]

При ТЭО коэффициента извлечения нефти залежей, вводимых в разработку ( для применяемых на этой стадии вариантов) с регулярными системами размещения скважин, целесообразно использовать слоистые модели пласта и одномерные модели двух-и трехфазной фильтрации. В этих вариантах прерывистость пласта учитывают с помощью коэффициента охвата вытеснением, а усреднение по толщине осуществляют с помощью модифицированных фазовых проницаемостей. При пересчете запасов в процессе разработки, когда пласт характеризуется неоднородным насыщением по простиранию и нерегулярным размещением скважин, применимы только двухмерные по простиранию геологические модели пласта и двухмерные модели двух - и трехфазной фильтрации сжимаемых и несжимаемых флюидов в терригенных и карбонатных коллекторах.  [22]

В этом случае коэффициенты извлечения нефти для контактных запасов получают как долю от коэффициента извлечения нефти для неконтактных запасов. Коэффициент извлечения нефти для неконтактных запасов принимают равным коэффициенту извлечения нефти для НЗ.  [23]

Известно, что коэффициент извлечения нефти практически не поддается регулярному текущему измерению. С определенной степенью точности он может быть подсчитан ( и подсчитывается) лишь по отработке месторождения, а рентные платежи должны выплачиваться не один раз в 10 или 20 лет и более, а регулярно в течение года.  [24]

При газонапорном режиме коэффициент извлечения нефти из пласта может достигнуть 30 - 40 % от первоначального количества нефти, находящейся в пласте.  [25]

Неточности в обосновании коэффициента извлечения нефти имеют не только научное, но и конкретное экономическое значение, ибо многократная промывка пласта водой с целью извлечь неизвлекаемую при реализованной системе разработки нефть наносит экономический ущерб, а выбор научно-обоснованной системы разработки обеспечит прибыль.  [26]

Модели для определения коэффициента извлечения нефти на вновь открытой залежи и на стадии ее оценки должны основываться на наборе показателей, значения которых получены на дату подсчета.  [27]

Модели для определения коэффициента извлечения нефти на вновь открытой залежи и на стадии оценки должны базироваться на наборе показателей, значения которых получены на дату подсчета.  [28]

Для изучения зависимости коэффициента извлечения нефти от количества прошедшей через залежь ( внедрившейся в залежь) воды строят график, называемый характеристикой вытеснения.  [29]

При применении полимерных растворов коэффициенты извлечения нефти оказались практически одинаковыми для вытеснения нефти ( рис. 4, б): 0 77 - в плоской модели и 0 78 - в линейной, что связано с выравниванием подвижностей нефти и вытесняющего агента.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru