32.Понятие о нефтеотдаче пласта.Классификация методов увеличения нефтеотдачи плстаста

Отношение количества добытой нефти к первоначальному ее запасу в залежи называется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи зависит от геологического строения залежи, свойств породы, пластовых жидкостей и самой нефти, показателей разработки залежи (числа добывающих скважин, порядка их ввода в эксплуатацию и т. д.)

Нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти) ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запасам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи:

1. Тепловые методы:

• паротепловое воздействие на пласт;

• внутрипластовое горение;

• вытеснение нефти горячей водой;

• пароциклические обработки скважин.

2. Газовые методы:

• 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.);

• микробиологическое воздействие.

4. Гидродинамические методы:

• интегрированные технологии;

• вовлечение в разработку недренируемых запасов;

• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

• нестационарное (циклическое) заводнение;

• форсированный отбор жидкости;

• ступенчато-термальное заводнение.

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.

40. Промысловые трубопроводы — это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки природного газа, нефти, нефтепродуктов, воды и их смесей от мест их добычи (начальная точка трубопровода до установок комплексной подготовки и далее к местам врезки в магистральный трубопровод или для подачи на другой вид транспорта — железнодорожный, речной, морской. Основной составляющей промыслового трубопровода является линейная часть — непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная в траншею тем или иным способом. Линейная часть трубопровода прокладывается в разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Вдоль трассы трубопроводов встречаются участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки, участки многолетнемерзлых и скальных грунтов и др. Кроме того, трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конструктивных решений, которые обусловлили бы как надежную работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назначению. В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки промысловых трубопроводов: подземная, наземная и надземная, а также редко используемая прокладка в каналах и коллекторах. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. На некоторых месторождениях к дожимной насосной станции (ДНС) подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других – на каждый АГЗУ установлен сепаратор первой ступени. Единой универсальной схемы промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти не существует. Схема сбора и подготовки зависит от площади месторождения жидкости, рельефа местности и природных условий.