Ю сСодержание

Введение…………………………………………………………………………...3

1.Коэффициент извлечения нефти……………………………………………….4

2. Пластовое давление…………………………………………………………....7

2.1Технология и техника воздействия на залежь нефти……………………….8

2.2 Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды……………………………………………………………………………….11

Заключение……………………………………………………………………….17

Литература……………………………………………………………………….18

Введение

В процессе разработки нефтяных месторождений, при извлечении нефти из пласта, в связи с уменьшением пластового давления уменьшается нефтеотдача пласта. Под разработкой нефтяного месторождения понимается комплекс мероприятий, связанных с извлечением нефти из недр земли, включая разбуривание залежи и процесс управления движением жидкости и газа в пласте путем размещения скважин, установления режима их работы и регулирования баланса пластовой энергии. Я рассмотрела данные вопросы в своем реферате, тема которого «Сущность извлечения коэффициентов извлечения нефти, повышения пластового давления».

Перед собой я поставила следующие цели:

1. Найти литературу, касающуюся нефтеотдачи, способ ее вычисления,

2. Узнать о пластовом давлении, а также о поддержке пластового давления различными методами.

Сущность коэффициентов извлечения нефти (нефтеотдача)

Нефтеотдача нефтяного пласта - характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки месторождения.

Для количественной оценки нефтеотдачи используют коэффициент нефтеотдачи (Кин) — отношение добытого количества нефти к начальным запасам; выражается в долях единицы или в процентах. Нефтеотдача определяется степенью (полнотой) извлечения нефти из объёмов продуктивного пласта (объекта), участвующих в процессе разработки.

При проведении прогнозных расчётов нефтеотдачи вводят дополнительные коэффициенты, позволяющие учитывать неблагоприятное влияние других факторов. Различают текущую нефтеотдачу, определяемую в процессе разработки месторождения, конечную, на момент завершения разработки, осуществляемой при естественных режимах истощения залежи, дополнительную (достигается применением методов повышения нефтеотдачи пласта), а также безводную (определяется к моменту прорыва воды в добывающие скважины).

Наибольшее влияние на нефтеотдачу оказывают вязкость извлекаемой нефти (чем больше вязкость, тем меньше нефтеотдача), геологическое строение месторождения и пластово-водонапорной системы, а также система разработки месторождения и вид пластовой энергии, обусловливающей приток нефти к добывающим скважинам. При естественных режимах истощения нефтяной залежи и благоприятных геолого-геохимических условиях (вязкость нефти — 1,25-5 мПа•с, незначительная неоднородность пласта) коэффициент нефтеотдачи может составлять 20-70% в зависимости от режима разработки нефтяного месторождения. Наибольшая нефтеотдача (65-70%) при современных системах разработки нефтяных месторождений достигается нагнетанием в пласт рабочих агентов.

Наиболее широко при этом используют воды различных источников (реки, озёра, моря), а также пластовые, сточные и др. Применяют следующие способы увеличения нефтеотдачи: закачка в пласт воды с добавками поверхностно-активных веществ, а также загустителей, повышающих вязкость закачиваемого раствора, кроме того, в качестве вытесняющих агентов используют газоводяные смеси, смешивающиеся с нефтью в пластовых условиях (углеводородные растворители, а также смеси углеводородных газов и CO2). При извлечении высоковязкой нефти эффективными являются тепловые методы воздействия на пласт, предусматривающие закачку в пласт теплоносителя или генерирование тепла непосредственно в пласте.

Определение извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти может проводиться на следующих стадиях изученности месторождений и залежей:

1) поиска и оценки месторождений;

2) подготовки месторождений к разработке;

3) ввода месторождений в разработку;

4) завершения разбуривания месторождения (залежи) основным проектным фондом скважин;

5) на поздней стадии разработки.

В зависимости от качества и количества исходной информации на разных этапах могут оцениваться коэффициент извлечения нефти и по его значению рассчитываться извлекаемые запасы, либо определяться извлекаемые запасы и, исходя из их величины, рассчитывается коэффициент извлечения нефти.

На стадиях поиска и оценки месторождений в процессе геологоразведочных работ в условиях минимума информации о строении и геолого-физических характеристиках продуктивных пластов проводится предварительная оценка коэффициентов извлечения нефти. Расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях.

На стадии подготовки к разработке и при вводе в разработку месторождений производится подсчет запасов нефти и газа, составляется технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), утверждаются ГКЗ РФ балансовые и извлекаемые запасы, составляется технологическая схема разработки. В технико-экономическом обосновании коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН) 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.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации - на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, - на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти 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 коэффициента извлечения нефти. Для залежей с балансовыми запасами более 30 млн. т извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

По завершении разбуривания месторождения основным проектным фондом скважин извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения нефти уточняются в проектных документах на разработку месторождения, которые составляются с учетом дополнительных данных, полученных в процессе доразведки, эксплуатационного разбуривания и анализа разработки месторождения.

Для определения извлекаемых запасов на поздней стадии разработки в условиях сохранения реализуемой схемы размещения и плотности сетки скважин используются данные эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующей дате подсчета запасов. В этом случае, утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами, и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам.