Коэффициент извлечения нефти Выполнил студент 3 курса Группы 03–508 Риффель Данил Казанский (Приволжский) федеральный университет
Общие сведения Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата. Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8.
КИН сильно зависит от свойств пласта- коллектора. Обычно чем ниже проницаемость пласта, тем ниже и нефтеотдача. Связь здесь очень простая. Низкопроницаемые пласты являются таковыми потому, что узких поровых каналов в них больше, чем в высокопроницаемых пластах. Чем уже канал, тем больше в нем сила трения, тем больше усилий нужно, чтобы протолкнуть через него тот же объем жидкости. С другой стороны, чем больше узких поровых каналов, тем больше капиллярных ловушек для капелек остаточной нефти, то есть тем ниже коэффициент вытеснения и, соответственно, нефтеотдача.
КИН В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность - Q извл. к геологическим запасам нефти залежи Q грн. КИН за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки текущим. Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН: При разработке месторождения КИН зависит от методов нефтедобычи. Первичные методы, использующие только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20-30%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии путём закачки в пласт воды и газа, обычно достигают КИН не более 30-50%. Третичные методы доводят КИН до 40-70%.
Способы расчета проектного КИН статистический, основанный на полученных с помощью многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными КИН и определяющими его различными геолого-физическими и технологическими факторами; по коэффициентный, основанный на определении значений ряда влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к внедрению системы разработки; Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов - вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв)и наводнения (Кзав): КИН = Квыт*Кохв*Кзав
КИН в мире Проектный КИН в мире достигает 3035% это оценка на 2006 год, с этого периода по 2015 КИН в мире особо не изменялся.
КИН в России В России сегодня начинается разработка всё более и более низкопроницаемых залежей. Это может служить причиной некоторого снижения среднего КИН; особенно с учётом того, что на старых месторождениях перехода к третичным методам разработки, которые могли бы повысить КИН, не происходит. Распределение балансовых запасов нефти по субъектам и морским акваториям РФ
С 1989 по 1998 год произошло очень значительное, в 22,5 раза, сокращение действующего фонда добывающих скважин и, соответственно, добычи жидкости. Добыча нефти на месторождении за то же время сократилась в 34 раза. Добыча нефти сократилась сильнее, чем добыча жидкости, по причине продолжающегося закономерного увеличения обводнённости в ходе наводнения. К этому периоду, кроме наводнения, на месторождении уже широко применялась механизированная добыча. Однако насосы в добывающих скважинах были относительно низкопроизводительные, поэтому интенсивность эксплуатации оставалась сравнительно невысокой. Никакие меры для дальнейшей интенсификации добычи в этот период не принимались, да и вообще мало какие работы проводились. Большая часть аварийных, бездействующих и проблемных скважин, существующих сегодня, стали такими именно в эти года
Методы разработки КИН В большой степени величина КИН зависит от методов разработки, которые применяются на конкретном месторождении. Методы разработки бывают первичные, вторичные и третичные. Под первичными методами подразумевается разработка месторождения, при которой нефть из пласта выходит под естественным давлением. Начальное пластовое давление существует почти всегда и обусловлено, в основном, тем, что залежи находятся глубоко под землёй. После вскрытия залежи скважинами, по мере снижения пластового давления, происходит простое расширение нефти, а также содержащихся вместе с ней в залежи воды и газа. Объём нефти, который не помещается в пласте-коллекторе после расширения это и есть добытый объем. Таким путем можно добыть в среднем всего порядка 10% геологических запасов. Собственно говоря, у нетрадиционной нефти бывает такой низкий КИН именно потому, что её часто добывают только первичными методами.
Вторичный метод КИН наводнение Поровое пространство очень неоднородно. Его можно представить себе как множество относительно широких пор, соединённых относительно узкими поровыми каналами. Диаметр этих поровых каналов очень мал порядка одной сотой миллиметра, поэтому в них очень большое значение приобретает капиллярное давление. Как мы помним, с горной породой соприкасается вода, а не нефть. Поэтому, по мере того как воды становится все больше, рано или поздно наступает момент, когда в узких поровых каналах остаётся только одна вода, а капельки нефти оказываются запертыми в широких частях пор
Третичные методы КИН Третичными методами разработки считаются любые методы, направленные на дальнейшее увеличение КИН после вторичных методов. Они очень разнообразны, но более-менее широкое применение на сегодняшний день нашли из них только тепловые Газовые методы в основном применяются на залежах традиционной нефти для увеличения нефтеотдачи при заводнении. Здесь обычно также идёт закачка воды, но через определённые регулярные интервалы времени она сменяется закачкой газа в те же нагнетательные скважины, а затем снова возобновляется закачка воды. Таким образом, здесь мы тоже видим модификацию наводнения. Газ при этом закачивается не любой: он должен смешиваться с пластовой нефтью, то есть они должны хорошо растворяться друг в друге. Без этого условия увеличения нефтеотдачи не получится.
Применяемые недропользователями системы разработки месторождений постоянно совершенствуются для наиболее полного извлечения нефти из недр. Кроме традиционных методов разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти: бурение горизонтальных скважин, бурение из скважин боковых стволов, в т.ч. с горизонтальными окончаниями, для вовлечения в разработку остаточных запасов нефти в тупиковых, слабодренируемых зонах, гидроразрыв пласта, проведение обработок призабойных зон скважин для выравнивания профилей приемистости и притока и другие методы и технологии. Применение этих методов способствовало существенному увеличению КИН для большого количества месторождений. За последние три года КИН изменился незначительно. Так, текущий коэффициент извлечения нефти по промышленным категориям запасов в целом по Российской Федерации увеличился с 0,205 до 0,208. При этом, конечный коэффициент извлечения нефти, учитываемый государственным балансом по этим же категориям запасов, несмотря на рост доли трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к коллекторам с плохими фильтрационно-емкостными свойствами и, как правило, с более низкими коэффициентами нефтеизвлечения, за этот период не изменился, оставшись на уровне 0,389.
Ресурсная база РТ Развитие рынка нефтесервисных услуг в Татарстане обусловлено ресурсной базой региона. Углеводородные запасы республики относятся к Волго- Уральскому нефтегазоносному бассейну, охватывающему также территорию Башкортостана, Пермского края, Оренбургской и Самарской областей. Волго- Уральский нефтегазоносный бассейн занимает второе место по объему запасов нефти после Западно-Сибирского бассейна 3,85 млрд тонн извлекаемых балансовых запасов, 3,19 млрд тонн В настоящее время балансовые запасы нефти в Татарстане оцениваются в объеме 1,06 млрд тонн, что составляет около 30% от балансовых запасов Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна и 5% от общих балансовых запасов России по данным Министерства природных ресурсов и экологии РФ. В Республике Татарстан основные запасы нефти сосредоточены на месторождениях с выработанностью более 80%, в т.ч. на уникальном Ромашкинском месторождении (рис. 1). Они обеспечивают более 75% годовой добычи ОАО «Татнефть» (около 380 тыс. барр/сут). Запасы нетрадиционных углеводородов практически не вовлечены в разработку. В частности, битуминозная и тяжелая нефть с долей запасов 16,8% дает всего около 2% от общей добычи, а запасы слабопроницаемых коллекторов практически не разрабатываются.
ВЫВОД Важная вещь, которую следует понимать при упоминании КИН или нефтеотдачи. Величина КИН это отношение прогнозной добычи нефти к геологическим запасам. Поэтому имеет значение, кто, как и зачем делает этот прогноз. При обосновании проектного КИН для подсчёта извлекаемых запасов прогнозируется разработка месторождения до самого конца, до последней вытекающей из скважины капли. Часто по этим прогнозам получается так, что проектный КИН достигается где-то к середине двадцать второго века, особенно по новым месторождениям. Поэтому, во-первых, непонятно, следует ли всерьёз рассчитывать на то, что этот КИН в действительности когда-либо будет достигнут. А во-вторых, откровенно говоря, чем выше получается КИН по прогнозу, тем довольнее заказчик проектной работы, так как у него станет больше запасов. Что в итоге важнее обычному проектировщику быть кристально честным в своих расчётах на следующее столетие или вовремя сдать проект и перестать получать нагоняи от начальства догадаться нетрудно. Причём относится это в одинаковой степени и к российским, и к зарубежным реалиям.
Используемая литература publications/oil_extraction_coefficienthttps://22century.ru/popular-science- publications/oil_extraction_coefficient Nefteotdacha-koeffitsient-izvlecheniya-nefti- KIN-i-metody-povysheniya-nefteotdachi-MUNhttps://neftegaz.ru/tech_library/view/4420- Nefteotdacha-koeffitsient-izvlecheniya-nefti- KIN-i-metody-povysheniya-nefteotdachi-MUN