Файл: Лекция Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.12.2023
Просмотров: 50
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Лекция 1. Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.
План лекции:
1. Общие термины и понятия.
2. Основные показатели нефтеотдачи.
3. Классификация МУН.
4. Этапы разработки месторождений в РФ.
5. Показатели нефтедобычи в США после применения МУН.
6. Пример применения различных МУН на Пильтун-Астохском месторождении, шельф о. Сахалин.
(слайд 2) Согласно приказу Министерства природных ресурсов и экологии от 1 ноября 2013 г. № 477 «Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов» запасы залежей и месторождений подразделяют на:
-геологические запасы – количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов,которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией, или испытанием скважин, или обосновано геологогеофизическими исследованиями;
-извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды .
(слайд 3) Ресурсы не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяют на:
– геологические ресурсы – количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований;
– извлекаемые ресурсы – часть геологических ресурсов, которую прогнозируют извлечь из недр с использованием доступных технологий при соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.
(слайд 4) Запасы нефти и газа
, по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности, подразделяют на категории: А (разрабатываемые, разбуренные), В1 (разрабатываемые, не разбуренные, разведанные), В2 (разрабатываемые, не разбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и С2 (оцененные).
(слайд 5) Коэффициент извлечения нефти (КИН, нефтеотдача) – это отношение начальных извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам (мера полноты извлечения нефтяных запасов в сравнении с потенциально возможным расчетным значением), выраженное в долях единицы.
Учебный фильм:https://youtu.be/mY5adRrKHv4
“”Методы интенсификации добычи нефти vs Методы увеличения нефтеотдачи пласта”
Извлекаемые запасы нефти, растворенного в нефти газа и содержащихся в них компонентов и КИН рассчитывают и обосновывают на стадии проектирования разработки месторождения на весь расчетный срок разработки, от начала ввода месторождения в эксплуатацию до отключения последних скважин эксплуатационного фонда.
При расчете и обосновании КИН учитывают как достигнутый уровень развития техники и технологии разработки месторождений, так и перспективы применения новых методов разработки и интенсификации добычи нефти, новой техники и технологий.
КИН обосновывают по каждому эксплуатационному объекту (залежи) и месторождению в целом для запасов категорий C1+C2 по разведанным, для категорий A+B+C1+C2 по разрабатываемым месторождениям.
(слайд 6) На величину КИН влияют многие факторы – физические характеристики, химический состав нефти, глубина залегания, степень обводненности нефтеносных пластов, выбранный способ разработки месторождения.
В 2010 г. средний КИН в мире составил 0,30-0,35. Значения КИН изменяются от 0,09 до 0,75 (полнота извлечения нефти от 9 до 75%). КИН 0,4 – 0,5 считают довольно высоким, таких значений можно достичь, если извлекаемая нефть имеет низкую вязкость, а коллекторы – хорошую проницаемость. При КИН 0,2 – 0,3 (как правило, вследствие высокой вязкости нефти), речь идет о трудно извлекаемых запасах.
(слайд 7) Приросты извлекаемых запасов в проектных документах, рассмотренных центральной комиссией по разработке (ЦКР) в 2005 – 2010 гг., показаны в таблице 1 (по данным В.В. Шелепова, заместителя председателя ЦКР Роснедр по углеводородному сырью). Всего за этот период извлекаемые запасы увеличились более чем на 1 млрд. тонн. На рис. 1 показана динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых запасов в СССР и России.
Таблица 1- Приросты извлекаемых запасов в проектных документах, рассмотренных центральной комиссией по разработке (ЦКР) в 2005 – 2010 гг.
Рисунок 1. Динамика изменения КИН и доли трудно извлекаемых запасов в СССР и России.
(слайд 8) Как видно из данных рис.1, понижение величины КИН можно объяснить изменением структуры запасов нефти – увеличением доли трудно извлекаемых запасов, а также увеличением доли месторождений, расположенных на труднодоступных территориях с суровыми климатическими условиями, ухудшенными геолого-физическими свойствами залегающих на больших глубинах продуктивных пластов.
(слайд 9) В действующих нормативно-технических документах указаны следующие методы увеличения нефтеотдачи:
– обработка призабойной зоны пласта химическими реагентами;
– ремонтно-изоляционные работы, изоляция притока пластовых вод;
– гидроразрыв пласта;
– бурение горизонтальных добывающих скважин;
– зарезка вторых стволов добывающих скважин;
– прочие методы.
(слайд 10) «Прочие методы» принято разделять на гидродинамические, газовые, тепловые и химические.
Заводнение (закачка воды в пласт) также является методом увеличения нефтеотдачи и в настоящее время практически ни одно месторождение не разрабатывают без применения заводнения (за исключением разработки залежей высоковязких нефтей и битумов – здесь используют не заводнение, а применяют термические методы, которые, однако, часто включают закачку воды.)
(слайд 11) В соответствии с технической концепцией действующих нормативных документов можно дать такое определение: методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это методы и приемы воздействия на пласт, которые позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти.
Показ учебного ролика: https://youtu.be/zanEx5F-Zi8
“Методы увеличения нефтеотдачи пластов МУН ТАТНЕФТЬ”
(слайд 12) В развитии технологий разработки месторождений условно выделяют 4 этапа, различающиеся способами разработки и системами размещения скважин.
1 этап продолжался с начала промышленной добычи нефти до 1946 г. Нефть добывали за счет естественной энергии пласта (упругой, растворенного газа, законтурных вод, газовой шапки, потенциальной энергии гравитационных сил). Использовали равномерную сетку скважин с плотностью 20000 – 60000 м
2/скв. (площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину). Контролируемым параметром при разработке было пластовое давление. КИН – 0,1 – 0,2.
2 этап длился с 1946 по 1980 – 85 гг. В этот период в практику добычи нефти, как на уже разрабатываемых, так и на вновь вводимых в эксплуатацию месторождениях, интенсивно внедряли заводнение. В 1948 г. на Туймазинском месторождении (Башкирия) впервые в СССР было применено промышленное законтурное заводнение с самого начала разработки.
В дальнейшем, на других месторождениях, начали применять внутриконтурное заводнение с площадным и рядным размещением нагнетательных скважин. Применение заводнения позволило более чем в 2 раза увеличить КИН. Для контроля за разработкой стали использовать термометры, измерители расхода жидкости и газа, другие приборы.
3 этап (с 1980 – 85 по 1990 – 95 гг.) характеризовался совершенствованием технологий заводнения за счет перехода на площадное и избирательное заводнение, применения различных добавок к воде, улучшающих ее вытесняющую способность (поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др.), выбора оптимальных режимов закачки воды и отбора продукции (повышение давления нагнетания, смена направлений фильтрации, циклический режим закачки воды и т. д.).
В это же время внедряли и совершенствовали информационные технологии, методы автоматизации контроля за разработкой, методы регулирования процесса заводнения. Начали интенсивно исследовать и применять в опытно-промышленных масштабах различные МУН – термические, химические, газовые, физические. КИН, на ряде месторождений, удалось повысить до 0,5 – 0,6.
4 этап начался с 1990-х гг. и продолжается в настоящее время. Сейчас нормативные документы предписывают применять не только заводнение, но и другие МУН, в частности, обработки призабойных зон скважин. Обработки призабойных зон скважин (стимуляция скважин)– это процесс, увеличивающий или восстанавливающий характеристики скважины, и, как следствие, повышающий нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.
Увеличение нефтеотдачи пластов, то есть повышение степени извлечения нефти из недр, было и остается самой актуальной задачей на протяжении всей истории развития нефтяной промышленности. На каждом этапе развития техники и технологий специалисты стремились продлить добычу нефти из скважин,
повысить их продуктивность, улучшить вытеснение нефти из пласта за счет повышения качества вскрытия, обработки призабойных зон, размещения скважин, искусственного воздействия на пласты, регулирования процесса разработки.
Методы стимуляции (воздействия на пласт) имеют цель интенсифицировать приток нефти из скважины, воздействуя на ограниченное пространство вблизи призабойной зоны пласта (ПЗП) или на некотором удалении от нее. В российской практике обычно не делают различия между методами воздействия на пласты (стимуляция притока, интенсификация добычи, воздействие на пласт) и МУН. В ряде случаев это делается преднамеренно, а часто – не видя принципиальной разницы между рассматриваемыми понятиями.
Показ учебного ролика: https://vk.com/video-97678647_456239026
“Технология_повышения_нефтеотдачи_с_применением_метода_пав-полимерного_заводнения_(ASP)”
(слайд 13) За счет внедрения новых МУН в США в 2002 г. ожидалось дополнительно добыть 33,4 млн.т нефти. За счет метода закачки пара, сохраняющего ведущее положение, предполагалось добыть дополнительно 18,3 млн.т (54.7 % общего объема). За счет газовых методов, занимающих второе место, ожидалось получить дополнительно 14,9 млн.т нефти (44.5 % общего объема). Из газовых методов эффективна закачка СО2 и углеводородных газов.
Таким образом, к МУН в США относят тепловые, химические и газовые методы увеличения нефтеотдачи (таблица 2). Из них по масштабам добычи преобладают тепловые (55 %) и газовые (45 %) методы. Обращает внимание факт широкого применения газовых методов – закачки СО2 (63 %) и УВ-газов (32 %), не получивших должного развития в России. Статистические сведения по реализации МУН в России в отечественной печати отсутствуют, несмотря на многочисленные публикации во многих журналах и специальных информационных выпусках.
Таблица 2- Добыча нефти в США за счет МУН, млн.т
(слайд 14) Причины здесь заключены не только в том, что отсутствует единая государственная статистическая отчетность по форме и в нефтедобывающих компаниях нет единого понимания содержания МУН. В условиях отсутствия официальных данных о реальных объемах МУН в последние годы можно судить по следующему анализу. Добыча нефти за счет МУН по России за 1992 г – 8.7 млн. т, в том числе за счет газовых методов – 0.5, термических – 1.5 и физико-химических – 6.7.