Доклад

Содержание

Введение 3
1 Термин «нефтеотдача» 4
2 Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой 6
Заключение 11
Список использованной литературы 12

Введение

Тема моего доклада - ключевая в нефтяной отрасли. Именно добыча
нефти из пласта не дает уснуть «нефтянику» даже в самые тихие ночи,
только увеличение коэффициента нефтеотдачи (КИН) делает отдых в России
самым долгим и радостным.
Немного истории ... Зарождение нефтяной промышленности восходит к
1859 году, когда в Пенсильвании механическим способом была пробурена
нефтяная скважина, которая послужила началом освоения большого региона.
Добыча нефти в России (бассейны Северного Кавказа и Печоры) известна
давно. С 8 века нефть добывают из скважин на Апшеронском полуострове.
Карта Апшеронского полуострова с указанием нефтяных скважин была
составлена ​​в 1729 году. С 1745 года нефть добывается на реке Ухта, с 1858
года - на полуострове Челекен. Первая нефтяная скважина была пробурена в
России на Апшеронском полуострове в 1847 году, на Кубани в 1864 году
началась промышленная добыча нефти.
В 1866 году одна из пробуренных скважин дала фонтан нефти с
начальным дебитом более 190 тонн в сутки. Вначале, помимо открытых
фонтанов и сбора нефти в земляных амбарах, добыча нефти из скважин
велась еще с помощью ведер цилиндрической формы с задвижкой на дне или
желонки. Из механизированных методов работы впервые в 1865 году в США
была внедрена глубинная откачка, которая применялась в 1874 году на
нефтяных месторождениях в Грузии, в 1876 году в Баку, в 1895 году в
Грозном.

1 Термин «нефтеотдача»

Нефтеотдача – это эффективность деятельности буровой скважины,
которая определяется дробным или процентным соотношением величины
извлекаемых запасов к величине имеющиеся геологических запасов нефти.
Другими словами, речь идет о мере полноты извлечения нефтяных запасов в
сравнении с потенциально возможным расчётным значением. Другие
обозначения этого понятия – это «коэффициент извлечения нефти» или
«КИН», «Oil recovery factor» или уже упомянутая нефтеотдача.
Стандартные значения показателя нефтеотдачи могут колебаться от
0,09 до 0,75, то есть от 9 до 75% эффективности. На величину этого
показателя влияют многие факторы – это и физические характеристики, и
химический состав извлекаемой сырой нефти, и глубина залегания, и степень
обводнённости нефтеносных пластов, и даже выбранный способ разработки
месторождения. Если в процессе нефтедобычи применяются искусственные
методы воздействия, такие как гидравлический разрыв пласта или
водонагнетание, величина КИН может значимо вырасти. В случае, когда для
извлекаемой нефти характерна высокая вязкость, положительный эффект
могут принести тепловые методы воздействия на пласт, – закачка
теплоносителя в залежи, а также генерирование тепла внутри самого пласта
(так называемое внутрипластовое горение).
Нефтеотдача в 40-50% нефтяных запасов считается активной, такие
показатели достигаются в случае, если извлекаемая нефть имеет низкую
вязкость, а коллекторы – хорошую проницаемость. При показателях КИН, не
превышающих 20-30%, как правило, вследствие высокой вязкости нефти,
речь идёт о трудноизвлекаемых запасах ископаемых, разработка таких
месторождений обычно малорентабельна.
Теоретическая величина проектной нефтеотдачи рассчитывается на
стадии проектной документации нефтяной скважины и корректируется в

процессе её эксплуатации. При расчёте показателя учитываются
технологические ограничения и момент потери рентабельности
(соответственно, технологический КИН и экономический КИН). За период
функционирования скважины текущий КИН постепенно увеличивается,
вплотную приближаясь к проектному показателю.
По состоянию на 2011 год, средний коэффициент извлечения нефти из
рабочей скважины в мире составил около 30-35% [2].

2 Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
Анализ результатов большого количества исследований, посвященных
данной проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными
свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от
скорости вытеснения нефти водой.
Во всех случаях, когда пласт является гидрофобным и капиллярные
силы препятствуют вытеснению нефти из пористой среды водой,
нефтеотдача увеличивается с увеличением скорости продвижения контакта
нефть-вода (т. Е. Увеличивается с увеличением давления. градиенты). При
ослаблении капиллярных сил (из-за низких значений поверхностного
натяжения, проницаемости породы> 1-2 мкм2 и т.д.) скорость вытеснения
нефти водой не влияет на нефтеотдачу.
На практике часто встречаются месторождения нефти, чрезвычайно
разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В
этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давления (от скорости
вытеснения), помимо физико-химических свойств системы коллектора,
влияют многие другие факторы. Например, в ряде случаев известно, что с
увеличением депрессии в работу включались дополнительные пласты,
которые ранее (при меньших перепадах давления) не участвовали в притоке
нефти. При увеличении депрессии давление в пласте перераспределяется с
соответствующими изменениями геометрии потока, охватывая
дополнительные участки пласта, ранее дававшие мало нефти. Существуют и
другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из
природных пластов и зависимость нефтеотдачи от величины депрессии.
Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты
нефтеотдачи вне зависимости от физико-химических свойств пласта.

По наблюдениям многих исследователей, увеличение градиентов
давления в пласте благотворно влияет на нефтеотдачу нефтяных залежей,
приуроченных к неоднородным коллекторам.
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:
с учетом одномерных моделей фильтрации - на стадии завершения
разведки;
двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми
условиями - на стадиях разработки. 
По мелким залежам КИН определяются с использованием
коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения.

Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с
применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также
разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход
к обоснованию конечного КИН.
При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для
нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.
Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые
запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных
эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате
подсчета запасов. 
В этом случае утвержденный КИН уточняется в соответствии с
подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению
их величины к начальным балансовым запасам.
Методы повышения нефтеотдачи.
Первичные методы используют только естественную энергию пласта,
достигают КИН не более 20–30 %.
Вторичные методы связаны с поддержанием внутрипластовой энергии
путем закачки в пласт воды и природного газа, КИН составляет 30–50 %.
Третичные методы добычи позволяют интенсифицировать приток
нефти и обеспечить повышение нефтеотдачи (рост коэффициента извлечения
нефти) месторождения до 30- 60 %.
Повышение нефтеотдачи - это весь комплекс работ, направленный на
улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора.
Коллектор имеет 3 основных свойства: пористость, проницаемость и
трещинноватость.

Если первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения
флюидами) повлиять невозможно, то на проницаемость и трещинноватость
можно повлиять несколькими способами.
Гидравлический разрыв пласта  (ГРП) - процесс резкого повышения
давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого
количества жидкости. 
Другой экстремальный способ - микровзрыв в призабойной зоне. 
В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту
распространяются трещины, которые способствуют раскрытию
закупоренных и соединению мелких пор. 
В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в
пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. 
Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время
останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых
участков пласта ближе к забою.
Водонагнетание - процесс увеличения проницаемости. В старых
скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения
жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В
результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а
небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины
"выталкивается" за пределы окрестности скважины. В результате, нефть
"вынуждена" мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для
нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала,
окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с
этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст - это
скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади.
Реагентно-активационное воздействие (РАВ) - технология,
позволяющая направленно регулировать устойчивость нефтегазового пласта

к внешним воздействиям. Для этого в нагнетательную (возмущающую)
скважину производят закачку специальных флюидов с целью изменения
условий на поверхности минералов, в результате чего добиваются
значительного повышения чувствительности нефтегазового пласта к
динамическому воздействию в обширной зоне вокруг возмущающей
скважины. Динамическое воздействие осуществляется при помощи
специального устройства, способного инициировать в пласте низкочастотные
продольные и поперечные волны, с одновременной вынужденной
фильтрацией флюида через перфорационные отверстия под действием
ударной волны, распространяющейся в насосно-компрессорной трубе (НКТ).
Эти преобразования в пласте сопровождаются резким ростом подвижности
пластового флюида и проницаемости водонасыщенной зоны пласта вокруг
нагнетательной скважины. Возросшая приемистость возмущающей
скважины в большом объеме пласта, характеризующаяся равномерным
профилем закачки флюида, позволяет охватить процессом заводнения
заблокированные участки продуктивного пласта и зоны с предельно низкими
фильтрационно-емкостными свойствами.
Кроме того, увеличение ФЕС пласта в результате воздействия,
приводит к более эффективному вытеснению нефти закачиваемой
жидкостью. Последующее физико-химическое воздействие в реагирующих
добывающих скважинах усиливает общий эффект применения технологии
РАВ на блоке залежи, позволяя достигать высоких значений КИН за счет
доизвлечения остаточных запасов углеводородов.
Заключение

Подводя итог, к своему докладу необходимо вспомнить его ключевые
моменты а именно:
Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение
величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В
зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75
%) [3].
На величину КИН оказывают влияние:
геолого-физические факторы;
технологические факторы;
методы искусственного воздействия на пласты;
методы разработки и способы интенсификации добычи нефти;
Повышение нефтеотдачи - это весь комплекс работ, направленный на
улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора;
Методы повышения нефтеотдачи:
гидравлический разрыв пласта;
водонагнетание;
реагентно-активационное воздействие (РАВ).

Список использованной литературы

1. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества: Свойства и
применение//Второе изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 1981. - 304 с.
2. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для
вытеснения нефти//Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 12. - С. 22-24.
3. Анализ эффективности заводнения с учетом характера течения
жидкостей на микроуровне/В.В. Кадет, В.И. Селяков, М.М. Мусин, P.M.
Myсин//Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 12. - С. 40-43.
4. Анисимов М.А. Критические явления в жидкостях и жидких
кристаллах. -М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987. - 272 с.
5. А.С. 1628611, СССР. Способ разработки нефтяной залежи//Ю.В.
Ревизский И.Ф. Рахимкулов, В.П. Дыбленко. (СССР).
6. Бартенев Г.М., Зеленев Ю.В. Физика и механика полимеров: Учеб.
пособие для втузов. - М.: Высш. школа, 1983. - 391 с.
7. Бахтизин Р.З., Гоц С.С, Кондратьев A.M. Установка для измерения
комплексной диэлектрической проницаемости на инфранизких частотах//М.:
Приборы и техника эксперимента. - 1983. - № 1. - С. 115-118.