Показатели применения технологий повышения нефтеотдачи»

ВВЕДЕНИЕ 2

1 НЕФТЕОТДАЧА ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ И МЕТОДЫ ЕЕ ОЦЕНКИ 6

1.1 Понятие о коэффициентах, характеризующих нефтеотдачу 6

1.2 Инновационные технологии геологоразведки, добычи и переработки нефти в рамках устойчивого экологического и экономического развития России 13

2. ПОКАЗАТЕЛИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПАЙДУГИНСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 19

2.1 Оценка эффективности разбуривания пластов тюменской свиты Пайдугинского лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения по плотной сетке скважин и формирования интенсивных систем заводнения 19

2.2 Показатели применения технологий повышения нефтеотдачи 22

СПИСОК ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ 33

Методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) - методы, направленные на повышение эффективности извлечения нефти из недр, позволяющие увеличить базовый (проектный) коэффициент нефтеотдачи месторождения.

МУН подразделяют на вторичные (традиционные) - заводнение и третичные (нетрадиционные, новые). В нашей стране заводнение применяется на большинстве разрабатываемых месторождений и является наиболее эффективным и основным методом при соблюдении критерий применимости и позволяет достичь коэффициент нефтеотдачи (КНО) 0,6-0,7. Коэффициент нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов значительно ниже. Для низкопроницаемых, глинистых пластов он составляет 10-35 %, остаточных запасов обводненных зон 0-10 %, высоковязких нефтей - 5-25 %.

В тех случаях, когда заводнение не позволяет достигнуть приемлемого КНО и возникает необходимость применения третичных (новых) МУН.

В учебном пособии рассматриваются несколько типов МУН, в зависимости от механизма их воздействия на пластовую систему: гидродинамические, физико-химические, газовые, тепловые и альтернативные.

При подготовке данной работы авторы старались использовать новые методические разработки, основанные на применении адаптационных геолого-промысловых моделей (АГПМ), полученных непосредственно для объектов родственных анализируемому.

Целью данной работы является оценка эффективности широкомасштабных экспериментов МУН и исследования причин повлиявших на результат испытания.

Газовая промышленность – самая молодая и быстро развивающаяся отрасль топливной промышленность. Добыча газа дешевле добычи нефти (в 2 раза) и также дешевле добычи угля (в 10-15 раз).

На территории находится примерно 1/3 часть разведанных мировых запасов природного газа. Они находятся в европейской части – 11,6%, в восточных районах – 84,4% и на шлейфах внутренних морей – 0,5%.

Подавляющая часть природного газа добывается в западной Сибири, в том числе 87% – в Ямало-Ненецком и 4% – в Ханты-Мансийском автономных округах. Крупнейшие месторождения этого района: Уренгойское, Ямбурское, Заполярное, Медвежье и др.

Для транспортировки газа в России создана Единая система газоснабжения, которая включает в себя разрабатываемые месторождения, сеть газопроводов, подземных хранилищ и т.д.

В газовой промышленность России огромным процентом рынка владеет РАО «Газпром» – крупнейшая в мире газодобывающая структура. Правда, «Газпром» имеет определенные проблемы с рынком сбыта, так как он является монопольной компанией, а монополия в современном мире стремительно теряет свои позиции. Так, десять лет назад «Газпром» обеспечивал 93% российского потребления, а сейчас – уже только 53%. Это связано с появлением на рынке и наращиванием поставок таких компаний как НОВАТЭК и «Роснефть».

Нефтяная промышленность – промышленность, занимающаяся добычей и транспортировкой нефти. На долю России приходится примерно 8% разведанных запасов нефти (восьмое место в мире).

Основные ресурсы нефти сосредоточены в Западно-Сибирской провинции. Уже около 50 лет здесь находятся такие крупные месторождения, как Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское и др.

Приватизация объектов нефтегазового комплекса раздробила на мелкие части ранее управляемую государственную систему. Частные нефтяные компании завладели производственными объектами и основным богатством страны. В российском нефтяном комплексе чуть меньше 20 компаний. Среди них самые крупные — “ЛУКОЙЛ”, ТНК, “Роснефть”, “Сургутнефтегаз” и “Сибнефть”.

По большинству месторождений в переменных затратах на добычу нефти затраты на борьбу с осложнениями в добыче нефти занимают основное место. Если учесть косвенные убытки и неполученную выгоду из-за простоя скважин по причине осложнений – убытки для добывающего предприятия колоссальные. В крупных нефтяных компаниях затраты на преодоление осложнений составляют миллиарды рублей, а недобор нефти исчисляется сотнями тысяч тонн в год. Несмотря на это не все предприятия по добыче нефти уделяют на борьбу с осложнениями должного внимания.

В зависимости от горно-геологических условий и свойств добываемых флюидов при добыче нефти и газа существует множество осложняющих факторов (1).

Основными осложняющими факторами в добыче нефти являются:

1. Отложения асфальтосмолистых парафиновых веществ (АСПВ) в трубах и в насосном оборудовании.

2. Отложения неорганических солей .

3. Образование высоковязких эмульсий, высокая вязкость добываемой нефти.

4. Коррозия скважинного и нефтепромыслового оборудования.

5. Влияние механических примесей на работу насосного оборудования.

6. Работа скважинного оборудования в наклонно-направленных и искривленных скважинах.

7. Высокий газовый фактор

8. Образование газогидратных отложений при добыче газа и нефти.

Для каждого вида осложнений существует множество методов и способов предупреждения и ликвидации осложнений (2). Для плунжерных насосов с вентильным электроприводом для борьбы с АСПО следует отметить наиболее успешные методы.

Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных ее составляющих (нефть и газ), завершающийся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.

Технология сбора, очистки и использования пластовой воды является особым процессом, который обычно рассматривается отдельно. Технология сбора и обработки нефти и газа состоит из трех последовательных этапов:

1) разделение;

2) сбор;

3) доведение нефти и газа до нормированных свойств, устанавливаемых стандартами.

На третьем этапе нефтяной поток подвергается очистке от пластовой воды и минеральных солей и извлечению из него углеводородов для стабилизации нефти, что позволяет уменьшить потери углеводородов при хранении и транспорте. На этом же этапе из газового потока извлекаются тяжелые углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного газа и сжиженных углеводородов. Следовательно, третий этап является завершающим этапом сбора нефти и газа. Этот этап называют подготовкой нефти или газа.

Опыт эксплуатации месторождении показал, что в процессе добычи спутниками нефти являются газ и вода. Из скважин извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, газа, воды и примесей. В таком виде транспортировать продукцию нельзя. Во-первых, вода-это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти и воды возникают потери давления для преодоления сил трения, чем при перекачке одной нефти. В-третьих, пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей-абразивный износ оборудования.

Целью данного курсового проекта является выбор рациональной схемы сбора нефти, воды и газа. Для решения данной задачи была рассмотрена существующая система сбора, и был произведен гидравлический расчет трубопроводов.