Мун на месторождении Русском. Мун добыча нефти


Почему в России падает КИН и объемы применения МУН?

1. КИН "устаканивается" в течении жизни месторожденияМожно привести достаточное количество примеров, когда КИН в течении практически всей жизни месторождений стоит на месте, не смотря на то, что по характеристикам вытеснения при текущей обводненности 95% (например) КИН намного ниже. Есть такая практика - не снижения проектного КИН. Но то же самое и в обратную сторону, повышение КИН проводится со скрипом, даже если обеспеченность запасами один год (то есть при текущей добычи нефти в след. году не остается утвержденных запасов).Поэтому скорее всего проектный КИН устаканивается к проекту (тех.схеме) разработки.

2. Почему уменьшается проектный КИН

Если смотреть только на цифры. Снижение проектного КИН связано с уменьшением коэффициента вытеснения, сейчас по новым месторождениям есть и 0.5, может быть и меньше. То есть изначально, с учетом фактора вязкости и охвата по площади, при вытеснении 0.5 и соотношении вязкостей даже 2-3 получить КИН больше 0.35 трудная задача. Здесь проектные организации не плюнут выше головы. Низкое вытеснение - низкие КИН. Что такое вытеснение? Это коэффициент полезного действия вытесняющего агента (воды), напрашивается вывод - а не заменить ли нам вытесняющий агент на тот, который имеет больший коэффициент вытеснения? И здесь выходит проблема государственного регулирования...

3. Государственное регулирование

"В нашей стране, наверное, после 1943 года стали всерьез заниматься закачкой воды. Причем стали заниматься по команде сверху. Уже до 1950 года было решено все вновь вводимые крупные и крупнейшие месторождения разрабатывать путем искусственного заводнения, сначала законтурного заводнения Туймазиноского месторождения, затем внутриконтурного на Ромашкинском месторождении. Благодаря широкомасштабному применению искусственного заводнения страна вышла на первое место в мире по добыче нефти и проектной нефтеотдачи пластов.Решение о применении искусственного заводнения было принято высшим руководством страны, несмотря на критические выступления очень многих ученых-нефтяников и поэтому осуществлялось без помех и промедления"То есть, при работе с новым месторождением с низким коэффициентом вытеснения, требуется переход от технологий заводнения водой к другим технологиям. История говорит, что препятствия в виде критики отметаются волевым решением государства. Как это сделать сейчас? Это фактически переворот, который возможен только сверху.

4. Нет исследований -- нет МУН Для планового использования МУН требуется во первых промысловый эксперимент (участок месторождения) и во вторых правильная оценка результатов эксперимента (!). То что эффективность МУН зависит от качества интерпретатора это большой минус. Надо действительно оценивать МУН, а не смотреть на рост добычи нефти, как это делается сейчас. То есть, если мы хотим рапортовать о минутном росте добычи -- это одно, если мы хотим ввести действительно эффективные МУН -- это другое. И здесь вылазит проблема вообще изучения месторождения.Эффективность МУН заключается не только в эффективности технологии, но и в геологической эффективности. Например, такая вроде бы эффективная технология закачки пара (а что не понятно? нагрели нефти -- снизили вязкость) при столкновении с реальной геологической неоднородностью превращается в пустоту (КИН = 0.10-0.15, 85-90% нефти останется в пласте).Надо действительно изучать месторождение (отбирать керн), а не делать вид, что сейчас происходить повсеместно. Моделирование никогда не заменить эксперимент, считать надо начинать когда получены данные о эксперименте, но никак не наоборот. Вообще роль моделирования (гео- и гидро) в прекращении изучения месторождений огромна. Такой вот российский парадокс. Купив программки, которые по отношению к действительно исследованиям стоят копейки, заменить исследования.

Писал быстро, не перечитывал, такое мнение о КИНМУН, плевал конечно со своей колокольни.

www.petroleumengineers.ru

Мун на месторождении Русском

На сегодняшний день не выработано понимания оптимального воздействия на пласт на Русском месторождении. По результатам гидродинамического моделирования при извлечении нефти в режиме истощения пласта коэффициент извлечения нефти (КИН) не превышает первых процентов.

Чтобы положительно ответить на вопрос применимости того или иного метода увеличения нефтеотдачи на Русском месторождении, следует учесть как геологические и физико-химические особенности его продуктивных пластов, так и влияние выбранной технологии на зону многолетнемерзлых пород.

Особенности строения

Высокая вязкость нефти (200-350 сПз) обуславливает многократное преимущество подвижности водной фазы относительно нефтяной;

  1. Массивная газовая шапка (до 100 м) и обширные водонефтяные зоны резко понижают эффективность традиционных тепловых методов воздействия для месторождений высоковязких нефтей в связи с неопределенностью теплопотерь (паровой и газовый вертикальные дренажи, закачка пара и др.).

  2. Сложное строение залежи. вызванное блоковой тектоникой, ставит под вопрос эффективность охвата системы разработки, а также повышает вероятность возможных прорывов газа и прочих агентов на гранил ах блоков.

  3. Высокая мощность (до 105 м) и расчлененность продуктивных пластов определяет необходимость корректного размещения в плане и разрезе скважин воздействия и добычи для достижения поддержки пластового давления.

  4. Слабая сцементированность песчаных коллекторов строго определяет критическое забойное давление, после которого начинается пластическая деформация призабойной части пласта и безвозвратная потеря продуктивности.

  5. Наличие слоя многолетнемерзлых пород (до 500 м). Небезызвестный факт, что на месторождениях высоковязких нефтей частой практикой являются тепловые методы увеличения нефтеотдачи, что сопровождается рядом ограничений:

  1. оборудование скважины должно быть сконструировано с учетом контроля теплопотерь и вероятного растепления многолетнемерзлых пород (ММП) в процессе эксплуатации;

  2. согласно статистике, наиболее интенсивное растепление пород наблюдается для нагнетательных скважин в первый год эксплуатации. В случае наличия в интервале ММП песчаных коллекторов, как в данном случае, происходят гораздо большие теплопотерии и растепление вблизи поверхности и устья скважины (на 1-2 года раньше) в сравнении со случаем, когда область ММП однородна и заглинизирована:

  3. в прискважинной области ММП могут присутствовать гидраты, которые в результате растепления могут привести к осложнению процесса бурения и эксплуатации, например, возникновению газопроявлений;

  4. наибольшую неопределенность и решающее значение в процессе растепления представляют состав, насышенность и теплопроводность горных пород, расположенных в интервале ММП.

Наличие нескольких зон с различными свойствами потенциально предполагает применение различных технологий добычи нефти для каждой из таких зон. При этом следует учитывать, что применение одних методов может исключать или сильно изменять в последующем эффективность применения других.

Видение оптимальной схемы разработки месторождения сильно менялось в процессе получения о месторождении новых данных. К 1985 году было получено представление об эффективности закачки ненагретой воды и внутрипластовом горении на единичном элементе разработки. При реализованных отборах влияние термических методов на растепление многолетнемерзлых пород (ММП) считалось не значительным.

Спустя 25 лет потенциально эффективными методами были признаны ненагретая и горячая вода, полимеры, термощелочь, водогазовое воздействие, в то время как воздействие паром из-за наличия мощной газовой шапки, отсутствия выдержанных глинистых перемычек между нефтенасыщенной и газонасыщенной частями пласта, а также технологическими сложностями реализации метода было отклонено.

Детальное изучение геологии месторождения выявило, что заводнение возможно не во всех областях. Мощной нефтенасыщеной части разреза в некоторых зонах настолько мала по сравнению с газо- и водонасыщненными, что вероятность миграции воды в нецелевые области имеет слишком высока.

На рис. 40 обозначены основные рекомендации по оптимальной разработке Русского месторождения. полученные разными проектными институтами.

рис. 26 Варианты разработки месторождения Русское

Анализ выбора метода заводнения за рубежом.

studfiles.net

История МУН | Разработка нефтяных и газовых месторождений

Unknown пишет:

Я бы так категорично не заявлял, что МУНы это от лукавого. Во-первых часть МУН повышает коэффициент вытеснения. А во-вторых МУН позволяют управлять фронтом вытеснения, увеличивая коэффициент охвата - при существующей неоднородности проницаемостей, вся закачиваемая вода будет прорываться по высокопроницаемым проласткам, создавая непромытые зоны - "целики", и никакой матбаланс не заставит воду вытеснить оттуда нефть.

То же самое и я хотел сказать. Управлять фронтом вытеснения, о чем Вы говорите, это и есть управление коэффициентом охвата (я сказал «рулить»). Наряду с фронтом вытеснения я бы назвал еще профиль вытеснения. Эти два показателя и есть коэффициент охвата вытеснением по площади и коэффициент охвата вытеснением по мощности. Главное – надо контролировать коэффициент охвата (общий), который определяется как произведение двух выше названных коэффициентов, что эквивалентно эффективному объему воды, закаченной в пласт. Поэтому, контролировать его можно путем контроля за объемами закачки и добычи воды. Закачивать надо столько, что бы не нарушался материальный баланс. Другими словами - сколько отобрал жидкости из пласта в пластовых условиях, столько и надо закачать обратно в пласт, с учетом активности контура. Добычу воды надо стремиться уменьшать. Это можно сделать многими способами, такими как бурение новых скважин (вторых стволов), уменьшением забойного давления на забоях добывающих скважин (интенсификация притока), дострелами и перестрелами продуктивных интервалов, обработками призабойных зон скважин, выравниванием профиля нагнетания (закупорка промытых интервалов), простым закрытием высокообводненных добывающих скважин, изменением соотношения подвижностей воды и нефти. Все это можно назвать МУНами. Раньше МУНы делили на физико-химические, гидродинамические и вовлечение в разработку не дренируемых запасов. Все они ведут к увеличению коэффициента охвата вытеснением. Есть один МУН – достижение коэффициента охвата вытеснением равным 1. И тогда КИН будет равным коэффициенту вытеснения. Метод управления коэффициентом охвата существует. Это метод ВНФ.Что касается МУН, которые повышают коэффициент вытеснения, то это отдельная тема.

С уважением, Николай

www.petroleumengineers.ru

МУН вопросы

###TITLE###

Методы повышения компонентоотдачи пластов общ

Общие сведения о методах увеличения нефтеотдачи

Виды методов извлечения нефти 3

-{00}машинные

-{00}биологические

-{00}первичные

-{00}вторичные

-{00}третичные

Виды первичных методов извлечения нефти 2

-{00}фонтанная добыча

-{00}механизированная добыча

-{00}гидродинамические методы

-{00}термические методы

-{00}газовые методы

-{00}физико-химические методы

Виды вторичных методов извлечения нефти 2

-{00}фонтанная добыча

-{00}механизированная добыча

-{00}заводнение

-{00}термические методы

-{00}гидродинамические методы

-{00}газовые методы

Виды третичных методов извлечения нефти 6

-{00}фонтанная добыча

-{00}механизированная добыча

-{00}заводнение

-{00}термические методы

-{00}гидродинамические методы

-{00}газовые методы

-{00}физико-химические методы

-{00}микробиологические методы

-{00}рудничные методы

-{00}физические методы

Первичная добыча – это 7

-{00}добыча при закачке газа или воды

-{00}добыча нефти за счет механизмов естественного пластового режима

-{00}добыча нефти без воздействия на пласт (без закачки в пласт воды или газа с целью поддержания пластового давления)

-{00}добыча нефти за счет закачки веществ, как правило, не присутствующих в пласте

-{00}добыча нефти за счет растворенного газа

-{00}добыча нефти за счет естественного притока воды

-{00}добыча нефти за счет гравитационного режима

-{00}добыча нефти с поддержанием пластового давления

-{00}добыча нефти фонтанным способом

-{00}добыча нефти механизированным способом

Вторичная добыча – это 5

-{00}добыча нефти при закачке газа или воды

-{00}добыча нефти за счет механизмов естественного пластового режима

-{00}добыча нефти за счет закачки веществ, как правило, не присутствующих в пласте

-{00}добыча нефти с использованием нагнетательных скважин

-{00}добыча нефти с поддержанием пластового давления

-{00}добыча нефти за счет растворенного газа

-{00}добыча нефти за счет естественного притока воды

-{00}добыча нефти за счет газонапорного режима

-{00}добыча нефти за счет гравитационного режима

-{00}добыча нефти с использованием заводнения

-{00}добыча нефти с использованием гидродинамических методов

Третичная добыча – это 4

-{00}добыча при закачке газа или воды

-{00}добыча нефти за счет механизмов естественного пластового режима

-{00}добыча нефти за счет закачки веществ, как правило, не присутствующих в пласте

-{00}добыча нефти за счет термических методов

-{00}добыча нефти за счет газовых методов

-{00}добыча нефти за счет физико-химических методов

-{00}добыча нефти за счет растворенного газа

-{00}добыча нефти за счет естественного притока воды

-{00}добыча нефти за счет газонапорного режима

-{00}добыча нефти за счет гравитационного режима

Поставить в соответствие нефтеотдачу при различных методах извлечения нефти в процентах

-{00}[04]первичные методы

-{00}[05]вторичные методы

-{00}[06]третичные методы

-{00}[00] 5-15%

-{00}[00] 20-60%

-{00}[00] 35-75%

Определяющий фактор при принятии решений по применению УМР и МУН 2

-{00}необходимость увеличения извлекаемых запасов (или КИН)

-{00}необходимость увеличения геологических запасов

-{00}необходимость увеличения продуктивности

-{00}необходимость изменения конструкции скважин

Поставить в соответствие названиям МУН или УМР их определения (по данным Американского общества инженеров-нефтяников )

-{00}[]Методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН)

-{00}[]Усовершенствованные методы разработки (УМР)

-{00}[00]методы, направленные на увеличение степени извлечения углеводородов из залежи после завершения стадии добычи первичными методами

-{00}[00]методы, в основном направленные на изменение режима залежи и повышение нефтеотдачи, которые обеспечивают улучшение притока углеводородов из пласта в скважину или извлечение дополнительной нефти после того, как применение первичных и вторичных методов добычи нефти (закачки воды или газа) стало нерентабельным

Третичные МУН 2

-{00}методы увеличения нефтеотдачи, не связанные с разработкой месторождений на природных режимах либо с закачкой в пласт обычной необработанной воды

-{00}методы извлечения нефти без воздействия на пласт

-{00}методы извлечения нефти с закачкой в пласт воды или газа с целью поддержания пластового давления

-{00}методы извлечения нефти за счет закачки веществ, как правило, не присутствующих в пласте

Цель третичных МУН 2

-{00}повысить охват пластов заводнением

-{00}уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов

-{00}оптимизировать плотность сетки скважин

-{00}увеличить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов

Поставить в соответствие основным зтапам разработки нефтяных месторождений их содержание

-{00}[06]построение геологической модели

-{00}[07]первичные методы

-{00}[08]вторичные методы

-{00}[09]третичные методы

-{00}[10]завершение эксплуатации

-{00}[00] сбор данных на разведочных скважинах

-{00}[00] естественное истощение

-{00}[00] поддержание пластового давления

-{00}[00] методы увеличения нефтеотдачи

-{00}[00] захоронение углекислого газа

Виды газовых методов повышения нефтеотдачи 5

-{00}паротепловое воздействие на пласт

-{00}внутрипластовое горение

-{00}пароциклические обработки скважин

-{00}воздействие на пласт углеводородным газом

-{00}воздействие на пласт двуокисью углерода

-{00}воздействие на пласт азотом

-{00}воздействие на пласт дымовыми газами

-{00}воздействие на пласт сероводородом

-{00}водогазовое воздействие

Виды физико-химических методов повышения нефтеотдачи 4

-{00}паротепловое воздействие на пласт

-{00}внутрипластовое горение

-{00}вытеснение нефти горячей водой

-{00}пароциклические обработки скважин

-{00}технология комплексного воздействия

-{00}технологии, повышающие коэффициент нефтевытеснения

-{00}системная технология воздействия на пласт

-{00}потокоотклоняющие технологии

Виды физических методов 3

-{00}гидравлический разрыв пласта

-{00}воздействие физическими полями

-{00}системы разработки с применением горизонтальных технологий

-{00}применение вязко-упругих систем

-{00}чередующаяся закачка нефти и воды

-{00}применение биополимеров

Виды газовых методов 6

-{00}Воздействие углеводородным газом

-{00}Воздействие азотом

-{00}Закачка дымовых газов

-{00}Воздействие двуокисью углерода

-{00}Метод смешивающегося вытеснения

-{00}Водогазовое воздействие

-{00}Комбинированные технологии воздействия

-{00}Меласская технология -{00}Дренирование подземными скважинами

Виды тепловых методов 6

-{00}Паротепловое воздействие на пласт

-{00}Вытеснение нефти горячей водой

-{00}Пароциклические термические обработки призабойных зон в добывающих скважин

-{00}Внутрипластовое горение

-{00}Комбинированные технологии воздействия

-{00}Термобарическое воздействие

-{00}Метод смешивающегося вытеснения

-{00}Меласская технология

-{00}Применение биополимеров

-{00}Полимерное заводнение

Цель методов воздействия на пласт 1

-{00}сохранение или повышение подвижности нефти

-{00}сохранение или понижение подвижности нефти

Повышение подвижности нефти может осуществляться с помощью 4

-{00}снижения вязкости нефти

-{00}увеличения проницаемости пористой среды продуктивного пласта

-{00}увеличения вытесняющей способности рабочего агента

-{00}увеличения вымывающей способности нагнетаемого агента

-{00}повышения вязкости нефти

-{00}уменьшения проницаемости пористой среды продуктивного пласта

-{00}уменьшения вытесняющей способности рабочего агента

-{00}уменьшения вымывающей способности нагнетаемого агента

Этапы, предшедствующие выбору МВ на нефтяную залежь 5

-{00} изучение геологического строения продуктивного пласта

-{00}структуры и петрофизических свойств пород, слагающих пласт

-{00}изучение геохимических условий

-{00}изучение характеристик насыщающих пласт жидкостей

-{00}построение геологической модели залежи.

-{00}изучение характеристик нефтепромыслового оборудования

-{00}построение гидродинамической модели залежи

-{00}построение термодинамической модели залежи

Цель физико-химических методов воздействия 3

-{00}увеличение отмывающей способности воды

-{00}улучшение вытесняющих свойств воды

-{00}увеличение подвижности нефти

-{00}уменьшение отмывающей способности воды

-{00}ухудшение вытесняющих свойств воды

-{00}уменьшение подвижности нефти

Улучшение вытесняющих свойств воды при физико-химическом воздействии происходит в результате 3

-{00}нагнетания полимеров

-{00}нагнетания инертных газов

-{00}закачек эмульсий

-{00}закачек оторочек углекислого газа

-{00}закачек мицеллярных растворов

-{00}воздействия щелочами

Увеличение отмывающей способности воды при физико-химическом воздействии происходит в результате 7

-{00}закачки поверхностно-активных веществ (ПАВ)

-{00}закачек оторочек углекислого газа

-{00}закачек мицеллярных растворов

-{00}закачек сжиженных газов

-{00}закачек концентрированной серной кислоты

-{00}воздействия щелочами

-{00}воздействия биореагентами

-{00}закачки полимеров

-{00}закачки инертных газов

-{00}закачки пен

Методы, получившие промышленное и опытно-промышленное распространение 4

-{00}закачка водных растворов полимеров

-{00}закачка ПАВ

-{00}закачка щелочи

-{00}закачка серной кислоты

-{00}закачка двуокиси углерода

-{00}водогазовое воздействие

-{00}применение вязкоупругих систем

-{00}применение биополимеров

Методы, получившие промышленное и опытно-промышленное распространение 6

-{00}закачка мицеллярных растворов

-{00}закачка углеводородных газов

-{00}закачка двуокиси углерода

-{00}закачка азота

-{00}закачка волокнисто-дисперсных систем

-{00}закачка структурообразующих составов

-{00}паротепловое воздействие

-{00}нагнетание горячей воды

-{00}применение биополимеров

Увеличение подвижности нефти при физико-химическом воздействии происходит в результате 1

-{00}взаимного растворения газа и нефти при нагнетании газов

-{00}нерастворимости газа в нефти при нагнетании газов

Наболее активно применяющееся термические методы 2

-{00}паротепловое воздействие

-{00}закачка горячей воды

-{00}комбинированные технологии воздействия

-{00}термобарическое воздействие

-{00}внутрипластовое горение

Наболее активно применяющееся газовые методы 2

-{00}закачка СО2

-{00}закачка углеводородных газов

-{00}закачка азота

-{00}закачка дымовых газов

-{00}водогазовое воздействие

Из физико-химических методов в промышленных масштабах используется 2

-{00}полимерное заводнение

-{00}закачка углеводородных газов

-{00}закачка азота

-{00}закачка дымовых газов

-{00}водогазовое воздействие

Группы геолого-физических параметров, оказывающих влияние на возможность и эффективность применения тех или иных MB 3

-{00} Параметры, не меняющиеся ни по площади залежи, ни в процессе разработки

-{00}Параметры, изменяющиеся по площади залежи, но остающиеся неизменными в процессе разработки

-{00}Параметры, изменяющиеся как по площади и разрезу продуктивного горизонта, так и во время разработки залежи

-{00} Параметры,не меняющиеся по разрезу продуктивного горизонта, и в процессе разработки

-{00} Параметры, изменяющиеся по разрезу продуктивного горизонта, но остающиеся неизменными в процессе разработки

Параметры, не меняющиеся ни по площади залежи, ни в процессе разработки 4

-{00} тип коллектора

-{00}глубина залегания продуктивного горизонта

-{00}мощность горизонта

-{00}температурный градиент

-{00}минеральный состав обломочной части терригенных коллекторов, глинистого материала и карбонатных пород – коллекторов

-{00} расчлененность продуктивного горизонта

-{00} песчанистость, глинистость пород

-{00} минерализация и соленость пластовых вод

-{00} плотность и вязкость нефти

Параметры, изменяющиеся по площади залежи, но остающиеся неизменными в процессе разработки 5

-{00} тип коллектора

-{00}глубина залегания продуктивного горизонта

-{00}мощность горизонта

-{00}температурный градиент

-{00}минеральный состав обломочной части терригенных коллекторов, глинистого материала и карбонатных пород – коллекторов

-{00} расчлененность продуктивного горизонта

-{00} песчанистость, глинистость пород

-{00} минерализация и соленость пластовых вод

-{00} плотность и вязкость нефти

Параметры, изменяющиеся как по площади и разрезу продуктивного горизонта, так и во время разработки залежи 4

-{00} тип коллектора

-{00}глубина залегания продуктивного горизонта

-{00}мощность горизонта

-{00}температурный градиент

-{00}проницаемость коллекторов и их пористость

-{00} нефте-, водо- и газонасыщенность

-{00} гидрофобность и гидрофильность порового пространства,

-{00} пластовое давление

По параметрам не меняющимся ни по площади залежи, ни в процессе разработки следует проводить 1

-{00}отбраковку MB, которые не могут быть применены из-за ограниче-ний, вносимых этими характеристиками продуктивного горизонта

-{00}выделение участков, в которых существуют ограничения применимости тех или иных методов.

-{00}проектирование во времени смену одного MB другим на отдельных участках залежи

По параметрам изменяющимся по площади залежи, но остающимся неизменными в процессе разработки следует проводить 1

-{00}отбраковку MB, которые не могут быть применены из-за ограниче-ний, вносимых этими характеристиками продуктивного горизонта

-{00}выделение участков, в которых существуют ограничения применимости тех или иных методов.

-{00}проектирование во времени смену одного MB другим на отдельных участках залежи

По параметрам изменяющимся как по площади и разрезу продуктивного горизонта, так и во время разработки залежи следует проводить 1

-{00}отбраковку MB, которые не могут быть применены из-за ограниче-ний, вносимых этими характеристиками продуктивного горизонта

-{00}выделение участков, в которых существуют ограничения применимости тех или иных методов.

-{00}проектирование во времени смену одного MB другим на отдельных участках залежи

Для термических MB основными параметрами, ограничивающими их применение, являются 3

-{00}толщина

-{00}пористость

-{00}проницаемость

-{00}глубина залегания

-{00}вязкость нефти

Применение газовых методов ограничено по таким параметрам, как 3

-{00}Применение газовых методов ограничено по таким параметрам, как 3

-{00}толщина пласта

-{00}вязкость нефти

-{00}пластовое давление

-{00}проницаемость

Для физико-химических методов основными ограничивающими параметрами являются 3

-{00}температура пласта

-{00}толщина пласта

-{00}соленость

-{00}вязкость нефти

-{00}минерализация пластовых вод

Коэффициент вытеснения -- это 1

-{00}отношение накопленной до­бычи нефти из пласта на определенную дату к его начальным балансовым запасам

-{00}предельная величина нефтеот-дачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабо­чего агента при длительной промывке образца породы

-{00}относительная величина, показывающая, какая часть нефти извлечена из заводненного объема залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности

Коэффициент т е к у щ е й нефтеотдачи - это 1

-{00}предельная величина нефтеот-дачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабо­чего агента при длительной промывке образца породы

-{00}процент отбора от начальных балансовых запасов

-{00}отношение накопленной до­бычи нефти из пласта на определенную дату к его начальным балансовым запасам

Коэффициент нефтеотдачи можно представить как произведение коэффициентов 1

-{00}Коэффициент вытеснения нефти водой * Коэффициент охвата пласта заводнением * Коэффициент сетки

-{00}Коэффициент использования запасов * Коэффициент охвата пласта заводнением * Коэффициент залежи

К низкопотенциальным методам относятся 3

-{00}циклическое воздействие на пласты

-{00}методы вытеснения высоковязкой нефти паром

-{00}изменение направления потоков жидкости

-{00}внутрипластовое горение

-{00}применение водорастворимых поверхностноактивных веществ

-{00}вытеснения нефти углекислым газом

-{00}применение полимеров

К промежуточно потенциальным относятся методы 2

-{00}циклическое воздействие на пласты

-{00}вытеснения нефти углекислым газом

-{00}применение водорастворимых поверхностноактивных веществ

-{00}вытеснения нефти углеводородным газом

К высокопотенциальным относятся методы 3

-{00}вытеснения нефти углекислым газом

-{00}вытеснения высоковязкой нефти паром

-{00}внутрипластовое горение

-{00}циклическое воздействие на пласты

-{00}вытеснение маловязкой нефти мицеллярными растворами

-{00}вытеснения нефти полимерам

К наиболее перспективным методам МУН для нефтяных месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения относятся 3

-{00}закачка пара

-{00}закачка двуокиси углерода

-{00}внутрипластовое горение

-{00}закачка водогазовых смесей

-{00}закачка мицеллярных растворов

К наиболее перспективным методам МУН для месторождений с высоковязкими нефтями относятся 2

-{00}закачка пара

-{00}закачка двуокиси углерода

-{00}внутрипластовое горение

-{00}закачка водогазовых смесей

-{00}закачка мицеллярных растворов

Тепловые методы

Основное преимущество термических методов воздействия 1

-{00} одновременное наложение эффектов волнового и термодинамического воздействия

-{00}одновременное наложение эффектов гидродинамического и термодинамического воздействия

-{00} одновременное наложение эффектов гидродинамического и волнового воздействия

Изменение фильтрационных условий при тепловом воздействии выражается в 7

-{00} уменьшении вязкости нефти и увеличении ее подвижности

-{00} ослаблении структурно-механических свойств

-{00} снижении толщины граничных слоев

-{00} переходе газообразных компонентов нефти в жидкое состояние

-{00} улучшении условий гидрофобности горных пород

-{00} ухудшении условий для капиллярной пропитки

-{00} улучшении условий для капиллярной пропитки

-{00} переходе компонентов нефти в газообразное состояние

-{00} улучшении условий смачиваемости вытесняющего агента,

-{00} увеличении коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи.

Технологии термического воздействия на нефтесодержащие пласты могут осуществляться на месторождениях с вязкостью пластовой нефти 2

-{00}больше 2 тыс мПа с

-{00} меньше 10 тыс мПа с

-{00}меньше 2 тыс мПа с

-{00} больше 10 тыс мПа с

Технологии термического воздействия на нефтесодержащие пласты могут осуществляться на месторождениях с нефтенасыщенной толщиной 2

-{00}больше 4 м

-{00} меньше 60 м

-{00}меньше 4 м

-{00} больше 60 м

Технологии термического воздействия на нефтесодержащие пласты могут осуществляться на месторождениях с остаточной нефтенасыщенностью 2

-{00}больше 0,32

-{00} меньше 0,8

-{00}меньше 0,32

-{00} больше 0,8

Благоприятно влияет на процесс при термическом воздействии 3

-{00}увеличение объема нефти

-{00} испарение остаточной воды

-{00} уменьшение объема нефти

-{00} конденсацией остаточной воды

-{00} гравитационное дренирование нефти из зон, обойденных нагнетаемым теплоносителем (или тепловым потоком)

-{00} гравитационное дренирование нефти из зон, прогретых нагнетаемым теплоносителем (или тепловым потоком)

Уменьшение величины пористости приводит к увеличению расхода, подводимой теплоты 1

-{00}на подогрев самой породы

-{00} на подогрев флюида

Пористость пласта, подверженного термическому воздействию, должна быть 2

-{00}больше 10%

-{00}меньше 30%

-{00}меньше 10%

-{00} больше 30%

Увеличение гидропроводности пласта при термическом воздействии способствует 3

-{00}повышению темпа ввода в пласт теплоносителя

-{00} понижению темпа ввода в пласт теплоносителя

-{00}повышению скорости продвижения теплоносителя

-{00} понижению скорости продвижения теплоносителя

-{00}снижению теплопотери в кровлю и подошву пласта

-{00} повышению теплопотери в кровлю и подошву пласт

Не пригодны для закачки пара 2

-{00}пласты, содержащие разбухающие глины

-{00} пласты, содержащие известняки

-{00}пласты с интенсивной трещиноватостью

-{00} пласты с малой трещиноватостью

Не пригодны для организации внутрипластового давления 1

-{00}пласты, содержащие разбухающие глины

-{00}пласты с интенсивной трещиноватостью

-{00} пласты с малой трещиноватостью

Поставить в соответствие номерам зон на схеме вытеснения нефти паротепловым воздействием, их названия

-{00}[]1

-{00}[]2

-{00}[]3

-{00}[]4

-{00}[]5

-{00}[]6

-{00}[]7

-{00}[]8

-{00}[00] нагне­тательная скважина

-{00}[00] добывающая скважина

-{00}[00] зона вязкой нефти

-{00}[00] зона холодной воды

-{00}[00] зона пара

-{00}[00] зона горячей воды

-{00}[00] вал нефти

-{00}[00] зона нефти и воды, близкая к начальной пластовой температуре

Этапы традиционного способа паротеплового воздействия на нефтяной пласт

-{00}[]Этап 1

-{00}[]Этап 2

-{00}[]Этап 3

-{00}[00] закачка расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины

-{00}[00] создание тепловой оторочки

-{00}[00] продвижение тепловой оторочки по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой

Нагнетание пара в залежи, содержащие легкую нефть, по сравнению с тяжелой нефтью характеризуется 1

-{00}более высокой экономической эффективностью

-{00}более низкой экономической эффективностью

Базовые технологии паротеплового воздействия на пласт 2

-{00}циклическое нагнетание пара

-{00}непрерывное нагнетание пара

-{00} нагнетание пара с последующим нагнетанием горячей воды

-{00}нагнетание пара с последующим нагнетанием холодной воды

Технология непрерывного нагнетания пара применима 3

-{00} при редкой сетке скважин

-{00}при очень густой сетке скважин

-{00} при глубоком залегании пластов

-{00}при неглубоком залегании пластов

-{00} при карьерной разработке

-{00}при шахтной разработке

Технология нагнетания пара с последующим нагнетанием холодной воды называется 1

-{00}«водянаяоторочка»

-{00}«паровая оторочка»

Время реакции добывающих скважин, удаленных от нагнетательных на расстояние 200-300 м, начинается 1

-{00}через полгода после закачки пара.

-{00}через год после закачки пара.

-{00} через полтора года после закачки пара.

При выборе объекта для паротепловой обработки необходимо иметь в виду, что нефтенасыщенная толщина пласта 1

-{00}должна быть более 6 м

-{00} должна быть менее 6 м

Технология паротепловой обработки пласта применима 4

-{00} при глубине залегания пласта не более 2500 м

-{00}при глубине залегания пласта не более 1200 м

-{00} при проницемости пласта менее 0,1 мкм2

-{00}при проницемости пласта более 0,1 мкм2

-{00} при любом темпе вытеснения нефти

-{00} при достаточно высоком темпе вытеснения нефти

-{00} при общих потерях теплоты в стволе скважины и в пласте не более 70% от поступившей на устье скважины

-{00} при общих потерях теплоты в стволе скважины и в пласте не более 50% от поступившей на устье скважины.

Технология паротепловой обработки пласта применима 4

-{00} при глубине залегания пласта не более 2500 м

-{00}при глубине залегания пласта не более 1200 м

-{00} при проницемости пласта менее 0,1 мкм2

-{00}при проницемости пласта более 0,1 мкм2

-{00} при любом темпе вытеснения нефти

-{00} при достаточно высоком темпе вытеснения нефти

-{00} при общих потерях теплоты в стволе скважины и в пласте не более 70% от поступившей на устье скважины

-{00} при общих потерях теплоты в стволе скважины и в пласте не более 50% от поступившей на устье скважины.

Характерные зоны при паротепловом воздействии на пласт 3

-{00} зона вытесне­ния нефти конденсатом

-{00}зона вытесне­ния нефти паром

-{00} зона горячей воды

-{00}зона горячего конденсата

-{00}конечная зона пласта

-{00} начальная зона пласта

На профиле распределения температуры при паротепловом воздействии поставить в соответствии

-{00}[]4

-{00}[]3

-{00}[]1

-{00}[]2

-{00}[00]зона пара

-{00}[00]зона горячего конденсата

-{00}[00]зона нефтяного вала и воды

-{00}[00]нечальная зона пласта

При паротепло­вом воздействии на пласт в первой зоне 3

-{00}сосуществуют три фазы: вода, смесь жид­ких УВ и газ

-{00}нефтенасыщенность изменяется как за счет про­цессов вытеснения, так и за счет испарения легких фракций нефти

-{00}нефтенасыщенность изменяется за счет про­никновения пара в нефть

-{00}значение температуры практически не меняется, но на границе со второй зоной происходит ее некоторое снижение

-{00}сосуществуют две фазы: смесь жид­ких УВ и газ

-{00}значение температуры практически не меняется, но на границе с передним нефтяным валом происходит ее некоторое снижение

При паротепло­вом воздействии на пласт во второй зоне 4

-{00}реализуется механизм вытеснения нефти паром

-{00}при контакте с нагретой частью пласта и нефтью вода и лег­кие УВ испаряются

-{00}вязкость нефти уменьшается

-{00}при контакте с ненагретой частью пласта и нефтью пары воды и лег­кие УВ конденсируются

-{00}водонасыщенность пласта уменьшается

-{00}вязкость нефти увеличивается

-{00}водонасыщенность пласта увеличивается

-{00}реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях

На профиле распределения нефтенасыщенности при паротепловом воздействии поставить в соответствие

-{00}[]4

-{00}[]3

-{00}[]1

-{00}[]2

-{00}[00]зона пара

-{00}[00]зона горячего конденсата

-{00}[00]зона нефтяного вала и воды

-{00}[00]начальная зона пласта

При пароциклической обработки (ПЦО) добывающих скважин 2

-{00}реализуется механизм противоточной капиллярной фильтрации во время выдержки без отбора жидкости из скважин

-{00} реализуется механизм гравитационной фильтрации во время выдержки без отбора жидкости из скважин

-{00}перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин

studfiles.net

Методы увеличения нефтеотдачи дают 3% добычи нефти в России

Согласно оценкам Международного энергетического агентства, благодаря применению различных современных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в мире ежегодно извлекается примерно 120-130 млн т «чёрного золота» или 3-3,5% мировой нефтедобычи.

Примерно такая же доля приходится на МУН в российской нефтедобыче – порядка 3%. Тогда как в США этот показатель уже достиг 10%. Эксперты прогнозируют, что благодаря методам повышения нефтеотдачи к 2030 г. в мире будет извлекаться около 300 млн т нефти ежегодно. Лидерами рынка МУН станут Китай, Саудовская Аравия, США и Кувейт. Однако, согласно выводам  исследования компании E&Y «Применение современных методов увеличения нефтеотдачи в России: важно не упустить время», у Российской Федерации огромный потенциал применения таких методов в ситуации, когда в традиционных регионах нефтедобычи падают объёмы производства. Так, по данным E&Y, ежесуточная добыча нефти на зрелых месторождениях в Западной Сибири за последние 7 лет сократилась примерно на 7%.

В настоящее время в мире используется несколько десятков различных видов МУН. Появились так называемые третичные методы увеличения нефтеотдачи. Компании разрабатывают инновационные тепловые, газовые, химические и микробиологические  МУН. Когда-то Советский Союз был в авангарде применения передовых методов увеличения нефтеотдачи. Эксперты E&Y отмечают  разработанные в СССР технологии поддержания пластового давления путём закачки в пласт газа, воздуха и воды, а также методом гидроразрыва пласта и солянокислотной обработки. Но сегодня новейшие МУН не находят полномасштабного применения в России. Среди ключевых причин подобного положения E&Y отмечает отсутствие необходимого стимулирования со стороны государства, административные барьеры и недостаток в стране высокопрофессиональных технических специалистов. :///

 

Рубрики: Нефтеотдача, Технологии | Темы: Добыча, МУН, Нефтеотдача

О чём говорят в интернете

teknoblog.ru