что такое коэффициент нефтеотдачи пласта
Коэффициент нефтеотдачи пласта
Смотреть что такое «Коэффициент нефтеотдачи пласта» в других словарях:
КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА — η, =Qн:Qr где Qн извлекаемые запасы (т или м3) при данной системе разработки после прекращения добычи из за нерентабельности;. Qг первоначальные геол. запасы (т или м3), первоначально содер. в пласте. Для повышения К. н. п. применяются… … Геологическая энциклопедия
максимальный коэффициент промышленной нефтеотдачи пласта — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN maximum producible oil indexmaximum producible oil index … Справочник технического переводчика
Нефтеотдача нефтяного пласта — ► oil reservoir recovery Характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки месторождения. Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэффициент нефтеотдачи … Нефтегазовая микроэнциклопедия
ТНК-ВР — (ТНК Би Пи) Компания ТНК ВР, история компании, добыча и продажи Компания ТНК ВР, история компании, добыча и продажи, корпоративная структура Содержание Содержание 1. 2. История 3. Корпоративное управление Корпоративная структура Совет директоров… … Энциклопедия инвестора
Нефть — Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… … Большая советская энциклопедия
Венгрия — (Magyarorszag), Bенгерская Hародная Pеспубликa (Magyar Nepkцztarsasбg), гос во в Центр. Eвропе. Граничит на C. c Чехословакией, на B. c CCCP и Pумынией, на Ю. c Югославией, на З. c Aвстрией. Пл. 93 тыс. км2. Hac. 10,7 млн. чел. (1982).… … Геологическая энциклопедия
Битум — Битум, полученный из нефти Битумы (от лат. bitumen горная смола, нефть) твёрдые или смолоподобные продукты, представляющие собой смесь углеводородов и их азотистых, кислородистых, сернистых и металлосодержащих производных. Битумы … Википедия
Термическая нефтедобыча — методы разработки нефтяных месторождений воздействием на нефтяные пласты теплом. Исходные положения для развития Т. н. высказаны Д. И. Менделеевым (1888), Д. В. Голубятниковым (1916), И. М. Губкиным (1928), А. Б. Шейнманом и К. К.… … Большая советская энциклопедия
Газовый режим — ► gas depletion procedure (process) Режим работы нефтяной залежи, при котором нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа, перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворенного… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Остаточная нефтенасыщенность — ► residual oil content, residual oil saturation Количество нефти в пласте, остающееся после ее вытеснения водой или газом и вообще по окончании эксплуатации данного пласта. Величина остаточной нефтенасыщенности зависит от капиллярного давления,… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Тема 1 Полнота извлечения нефти из пластов и факторы, влияющие на нефтеотдачу пластов
1.1 Понятие о коэффициентах, характеризующих нефтеотдачу пластов
Коэффициент вытеснения — предельная величина нефтеотдачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы.
,
Коэффициент текущей нефтеотдачи (выработки) вводится для оценки выработки запасов нефти в условиях водонапорного режима:
,
где ηт — коэффициент текущей нефтеотдачи, доли единицы;
Qдоб.н. — добытое количество нефти из заводненной части пласта на любую дату, тыс.т;
Qбал. — начальные балансовые запасы нефти в пределах заводненной части пласта, тыс.т.
Коэффициент использования запасов Ки (процент отбора от геологических запасов) — относительная величина, показывающая, какая часть объема нефти извлечена из залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности. Характеризует процесс извлечения нефти из залежи во времени.
Конечный коэффициент нефтеотдачи характеризует завершенный процесс выработки залежи, определяется как:
,
где ηт — конечный коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;
Qизвл. — извлекаемые запасы нефти при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности, тыс.т;
Qбал. — начальные балансовые запасы нефти залежи, тыс.т.
Как известно, коэффициент нефтеотдачи состоит из коэффициентов вытеснения, охвата, сетки скважин. Коэффициент нефтеотдачи можно оценить по методу БашНИПИнефть
(4)
Под коэффициентом вытеснения понимают отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой или газом) к начальному содержанию нефти в этой же области. Коэффициент вытеснения представляет собой величину нефтеотдачи, которую можно достичь с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы. Коэффициент — безмерная величина, зависит от многих параметров.
Коэффициент вытеснения нефти водой для разных пластов изменяется в очень широких пределах. Наименьшие его значения в 54–58% зафиксированы в полимиктовых гидрофильных коллекторах месторождений Западной Сибири, в слабопроницаемых зонах залежей Самотлорского и других месторождений. В высокопроницаемых полимиктовых коллекторах и в центральных зонах залежей доля вытесняемой водой нефти достигает 70–75%, а в кварцевых, слабоглинистых коллекторах месторождений Урало-Поволжья вытесняемая часть нефти превышает 80–85%. В гидрофобных и гидрофобизированных коллекторах коэффициент вытеснения существенно меньше, чем в гидрофильных пластах и в среднем составляет около 60–70%.
Под коэффициентом охвата понимается отношение объема породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефтесодержащей породы. Он характеризует потери нефти в неохваченных дренированием и заводнением зонах слабопроницаемых включений, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами, либо отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. Коэффициент охвата на практике может достигать 65% (идеальный случай, когда коэффициент охвата равен 1).
Коэффициент охвата пласта заводнением — показатель, изменяющийся во времени и возрастающий в пространстве (объеме) залежей — по мере продвижения водонефтяных контактов в пласте, и от фронта заводнения к контуру нагнетания, а в среднем по мере увеличения объема прокачки жидкости по пласту. Практически на многих месторождениях при помощи специальных скважин зафиксировано послойное обводнение монолитных пластов с последовательным охватом водой слоев разной проницаемости. Поэтому значения коэффициента охвата необходимо фиксировать к определенной стадии разработки залежей. Охват пластов заводнением к моменту прорыва воды в скважины колеблется в очень широких пределах (от 10–15 до 75–85%), в зависимости от слоистой неоднородности пластов и вязкости нефти. Охват пластов на всех стадиях разный в различных сечениях пласта и уменьшается от линии нагнетания воды к линии отбора нефти в связи с уменьшением объема прокачиваемой воды через удаленные зоны.
Коэффициент сетки скважины характеризует удельную площадь дренирования, приходящуюся на одну скважину.
Рисунок 1.1 – Зависимость экономической эффективности от коэффициентов вытеснения, сетки охвата ← ↑ → © ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет
Институт дополнительного профессионального образования
Уфа 2014
Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) и методы повышения нефтеотдачи (МУН) и газоотдачи
Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов.
Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных КИН и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ (ГРР) 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 КИН 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.
КИН на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами:
Методы повышения нефтеотдачи.
Методы повышения нефтеотдачи пласта
Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтепродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.
Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах.
Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:
паротепловое воздействие на пласт;
вытеснение нефти горячей водой;
пароциклические обработки скважин.
закачка воздуха в пласт;
воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
воздействие на пласт двуокисью углерода;
воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
3. Химические методы:
вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
вытеснение нефти растворами полимеров;
вытеснение нефти щелочными растворами;
вытеснение нефти кислотами;
вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
4. Гидродинамические методы:
вовлечение в разработку недренируемых запасов;
барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
нестационарное (циклическое) заводнение;
форсированный отбор жидкости;
5. Группа комбинированных методов.
С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.
6. Методы увеличения дебита скважин.
Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.
К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:
волновое воздействие на пласт;
другие аналогичные методы.
1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.
2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.
3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.
При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др.
Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, обычно нагревом и нагнетанием воздуха. Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или окислительных реакций.
После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2, и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.
В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, оставшаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой и испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти.
В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, то есть приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.
Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.
Пароциклическая обработка скважин. Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклическая обработка добывающих скважин, осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.
Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.
Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.
Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).
К преимуществам метода можно отнести:
Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.
Воздействие на пласт двуокисью углерода. Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.
При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3-5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20-30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся.
Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно:
а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины;
б) нагретые (180-250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены;
в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины.
Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.
Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.
Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.
Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.
Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из заводненной однородной пористой среды.
спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к уменьшению вязкости, понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних;
биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают ее плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения;
биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность нефти более скользкой, уменьшая трение о породы;
газы, которые увеличивают давление внутри пласта и помогают подвигать нефть к стволу скважины.
Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости.
Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.
Методы увеличения дебита скважин
Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин.
Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.
Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.
Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.
Таким образом мировой опыт свидетельствует, что востребованность современных МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Этому способствует и то обстоятельство, что себестоимость добычи нефти с применением современных МУН по мере их освоения и совершенствования непрерывно снижается и становится вполне сопоставимой с себестоимостью добычи нефти традиционными промышленно освоенными методами.
Определяется с учетом свойств коллектора и защемления залежей конденсатом.
В отличие от КИН, на КИЗ почти не влияют:
Торпедирование или отбор продукта при вакууме:
Методы, обеспечивающие рост газоотдачи на 1%, равны по значению росту нефтедобычи без лишних финансовых трат на обустройство и перевозку газа, поскольку на их применение не нужно тратить много времени и денег.
Применение указанных методов особо актуально для месторождений:
Повышение газоотдачи пластов также достигается за счет:
Повышение отдачи газового конденсата в газоконденсатных месторождениях может быть достигнуто путем: