Современные проблемы нефтегазовой науки и технологии. соврем_проблемы (1) - копия. Современные методы воздействия на пласт

• Название: Современные методы воздействия на пласт
• Анкор: Современные проблемы нефтегазовой науки и технологии
• Дата: 29.12.2022
• Размер: 0.66 Mb.
• Имя файла: соврем_проблемы (1) - копия.docx
• Тип: Практическая работа; #868891

Министерство науки и высшего образования РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Современные проблемы нефтегазовой науки и технологии

Практическая работа №3

Реферат на тему: «Современные методы воздействия на пласт»

Выполнил ст. гр. ____

Проверил: доц. ___

г. Октябрьский

2022

ОГЛАВЛЕНИЕ

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

1. Понятие метода увеличения нефтеотдачи, критерии их применимости и методики выбора МУН………………………………………………………….. 4

2. Классификация методов увеличения нефтеотачи ………………………….. 5

3. Методы теплового воздействия на пласт …………………………………… 6

4. Газовые методы воздействия на пласт ……………………………………… 9

5. Химические методы …………………………………………………………. 12

6. Физико-химические методы обработки призабойной зоны пласта ……… 14

7. Наиболее перспективные проекты на территории России ………………… 18

Заключение ……………………………………………………………………... 21

Список литературы …………………………………………………………….. 23

Введение

Под нефтеотдачей продуктивного пласта в нефтепромысловой практике понимается степень использования природных запасов нефти. Ввиду того, что естественные запасы нефти в недрах земли небезграничны, а открытие новых нефтяных месторождений требует затраты огромных средств и времени; достижение высокой нефтеотдачи пластов уже открытых месторождений имеет исключительно важное значение для страны.

Нефтеотдача пластов, или степень извлечения подземных запасов нефти, в значительной мере влияет на объем капитальных вложений в поисковое и разведочное бурение, а также на планирование прироста промышленных, перспективных и прогнозных запасов. Кроме того, знание фактической величины нефтеотдачи имеет большое значение для оценки остаточных запасов, эффективности применяемых систем разработки, перспектив и масштабов внедрения новых методов разработки на длительно разрабатываемых залежах. Нефтеотдача пластов зависит от геологических условий залегания нефти в недрах, неоднородности пластов, физических свойств коллекторов и содержащихся в них жидкостей, системы разработки и методой воздействия на пласт, а также от предела экономической рентабельности эксплуатации скважин. Добыча нефти должна расти не только за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, но и за счет увеличения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений. Количество остаточной нефти по ряду месторождений определяется десятками и сотнями миллионов тонн. Небольшое увеличение нефтеотдачи пластов равноценно открытию нескольких крупных месторождений. Экономические выводы, связанные с получением дополнительной добычи нефти и использованием промысловых сооружений, будут огромны. Таким образом, перспектива увеличения нефтеотдачи, т.е. решение проблемы максимального извлечения нефти из недр, является одной из крупных народнохозяйственных задач.

Понятие метода увеличения нефтеотдачи, критерии их применимости и методики выбора МУН

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – это такие методы воздействия на пласт, которые обеспечивают прирост конечного коэффициента извлечения нефти по сравнению с базовым методом.

Эффективность применения МУН зависит от множества факторов, которые можно объединить в 3 группы:

- условия залегания пласта (глубина залегания, угол падения пласта и др.)

- свойства пласта (проницаемость, насыщенность и др.)

- свойства пластовой жидкости и газа (вязкость, плотность, минерализация и др.)

По результатам промышленного применения МУН были выявлены наиболее благоприятные условия для их применения.

Критериями применимости называются интервалы значений геолого-физических параметров пласта и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов, при которых был получен положительный технологический эффект.

Существует несколько методик выбора МУН:

- методика, основанная на использовании теории нечетных множеств (использует функцию принадлежности, определяющей степень соответсвия данных геолого-физических параметров пласта критериями применимости)



Значения функции применимости метода может быть определено по нескольким видам оценки:

1. 
   оптимистическая оценка
   
2. 
   средневзвешенная оценка
   
3. 
   пессимистическая оценка
   

- методика, основанная на использовании искусственного интеллекта на основе нейронных сетей (нейросети способны применить решения, основываясь на выявленных закономерностях в многомерных данных)

Основные преимущества данного подхода – нестрогие требования к точности исходной информации и к их непротиворечивости.

Классификация методов увеличения нефтеотачи

Классификация МУН основана на различных критериях:

- по виду рабочего агента, закачиваемого в пласт

- на основании физико-химических процессов, происходящих в пласте

- по воздействия на пласт (влияние на Кохв или Квыт)

Классификация МУН, основанная на типе закачиваемого рабочего агента:

1. Гидродинамические

2. Тепловые

3. Физико-химические

4. Газовые

5. Микробиологические

Помимо закачки в пласт рабочего агента увеличение нефтеотдачи может быть получено при реализации геолого-технических решений, таких как: разукрупнение эксплуатируемых объектов, уплотнение сетки скважины, изменение системы расстановки скважин и др.

Применение МУН планируется на поздней стадии разработки нефтяного месторождения (4-я стадия).

4-я стадия характеризуется:

- проявлением ошибок, сделанных при проектировании и реализации проектных решений на ранних стадиях разработки

- проявлением недостатков системы заводнения

- ухудшением структуры запасов

- старением фонда скважин и сооружений

Методы теплового воздействия на пласт

Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загустению нефти, а в худшем - к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижезалегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.

Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязких нефтей и битумов. Различают следующие основные виды тепловых методов.

1. Закачка в пласт горячих теплоносителей (вода и пар).

2. Создание внутрипластового подвижного очага горения.

3. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Если первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, то последний имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта. Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосодержанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при закачке воды, вследствие меньшей вязкости пара.

При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры не происходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости. Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты в трубопроводах, скважине и в самом пласте на прогрев кровли и подошвы. К. п. д. применяемых парогенераторов около 80%. Теплопотери в поверхностных паропроводах оцениваются примерно от 0,35 до 3,5 млн. кДж/сут на каждые 100 м трубопровода. Это сравнительно малая доля, так как современные парогенераторы имеют производительность порядка 250 - 650 млн. кДж/сут.

Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т. е. движение теплового фронта, и массоперенос, т. е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.

При закачке горячей воды в пласте формируется две зоны: зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.

При закачке пара формируется три зоны: первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона - зона горячего конденсата (воды), в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона - зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой.

При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, - в неизотермическнх. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи.

При закачке пара в зоне конденсации механизм вытеснения аналогичен механизму вытеснения при закачке горячей воды. В первой зоне благодаря высокой температуре происходит частичная разгонка легких компонентов нефти и переход их из зоны пара в зону конденсаций, что также приводит к еще большему увеличению нефтеотдачи.

Роль каждого из перечисленных факторов зависит как от температурной обстановки в пласте, так и от физико-химических свойств пластовой нефти (плотность, вязкость, наличие легких компонентов и пр.).

Кроме того, на практике замечены увеличение и последующая стабильность приемистости нагнетательных скважин при закачке горячей воды. Однако при закачке пара в результате действия пресного конденсата на глинистые компоненты пористой среды, приводящего к разбуханию глин, может наблюдаться и снижение приемистости.
Газовые методы воздействия на пласт

Газовый метод может осуществляться контактным (его иногда называют способом порошков, поскольку диффундирующий элемент и остальные компоненты насыщающей смеси задаются в виде порошков) и неконтактным способами. При контактном способе газовая фаза генерируется в непосредственной близости от насыщаемой поверхности в результате взаимодействия частиц порошка диффундирующего элемента (находящегося в свободном или связанном состоянии) с одним из газообразных галогенов или галоидных газов; при неконтактном - газовая фаза генерируется на значительном расстоянии от насыщаемого объекта и его поверхность не вступает в непосредственный контакт с диффундирующим элементом, находясь только в окружении чистой газовой фазы, которая содержит галогенид этого элемента.

Газовый метод анализа представляет собой определение отдельных газов в газовых смесях при пропускании их через специальные реактивы, способные поглощать те или иные газы.

Недостатками газового метода являются: периодичность процесса и большой расход двуокиси углерода.

Доля газовых методов повышения нефтеотдачи неуклонно возрастает. Основной проблемой при применении газа в качестве вытесняющего агента является процесс развития вязкостной неустойчивости, приводящий к быстрому прорыву газа к добывающим скважинам. Одним из способов увеличения эффективности данного процесса является внутрипластовая генерация пены, которая в пористой среде сильно снижает подвижность газовой фазы, выравнивая тем самым фронт вытеснения и увеличивая полноту извлечения нефти. Однако на сегодняшний день физика процесса воздействия пены на газовый поток остается малоизученной, что препятствует созданию адекватных численных моделей фильтрации таких систем.

При газовом методе нагрев изделия для закалки производится пламенем от газовой горелки, обычно кислородно-ацетиленовой.

Область испытания газовых методов по типу коллекторов, их проницаемости и стадии разработки весьма широка, а диапазон вязкости ограничен до 15 мПа с. Полученные результаты свидетельствуют о его эффективности.

Снижение эффективности газовых методов разработки вследствие неблагоприятного соотношения подвижностей газовой и нефтяной фаз можно, в определенной степени, устранить при совместном нагнетании в пласт газа и воды. При этом газ будет, в первую очередь

При применении газовых методов повышения нефтеотдачи пластов (водогазовое воздействие, закачка двуокиси углерода, сухого газа) описанные процессы приобретают еще большее значение.

Наиболее широко применяют газовый метод диффузионного хромирования, осуществляемый контактным способом (в порошках), содержащих хром (феррохром) и активные добавки в виде галогенидов аммония. Простота метода способствует его широкому применению.

Наибольший эффект применения газовых методов достигается при вытеснении недонасыщенных нефтей, у которых давление насыщения намного ниже пластового. Применение газоводяных смесей или азота наиболее эффективно на месторождениях, содержащих нефть вязкостью до 10 мПа с. Содержание в нефти асфальтосмолистых веществ при использовании С02 должно быть минимальным, по крайней мере не выше 10 %, так как они выпадают в осадок и не могут быть добыты из пласта. Проницаемость коллектора при этом снижается, что может уменьшить приемистость нагнетательных скважин и затруднить фильтрацию в пласте.

Наиболее широко среди газовых методов увеличения нефтеотдачи за рубежом применяется нагнетание в пласт диоксида углерода. С одной стороны, это объясняется его сравнительной дешевизной. Обычно он дешевле обогащенного газа. При наличии природных залежей углекислого газа, близко расположенных к нефтяному месторождению, этот агент оказывается дешевле метана. Более того, в отличие от углеводородных газов диоксид углерода не представляет самостоятельной ценности как топливо, поэтому со снижением цен на нефть на мировом рынке снижается и стоимость углекислого газа.

В горизонтально залегающих пластах эффективность газовых методов повышается с уменьшением толщины пласта.

После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30 - 70 % запасов нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти диоксидом углерода (СО2) и мицеллярными растворами.

Экологический аспект присутствует при рассмотрении и газовых методов, и заводнения, но в первом случае позиция намного предпочтительнее, особенно у азотной технологии.

В работе, при разработке новой технологии, использован эффект газлифта существующих газовых методов воздействия на газожидкостную смесь и явление дегазации газожидкостной смеси при акустическом методе воздействия.

При всех методах консервации котлоагрегатов должна обеспечиваться полная герметичность арматуры; при сухом и газовом методе он должны отделяться от работающих агрегатов заглушками.

Следует отметить одну важную закономерность, которая заключается в том, что эффективность применения газовых методов повышения нефтеотдачи увеличивается по мере ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

Учитывая проведенные многочисленные исследования, доказывающие снижение эффективности циклического заводнения при росте обводнения, рекомендуется поэтапное внедрение газовых методов ПНП, которые нашли широкое применение в мировой практике добычи нефти.
Химические методы

В последние годы химические реагенты широко используются в качестве составных частей и в комплексе с механическими (гидроразрыв пласта (ГРП), виброобработка, торпедирование) и тепловыми методами воздействия на призабойную зону. Их использование позволяет расширить область применения и повысить эффективность этих широко применяемых методов.

Рассмотрим современные пути использования химических реагентов для повышения эффективности методов интенсификации добычи нефти.

Как известно, повышение производительности скважин при ГРП происходит за счет увеличения фильтрационных характеристик пласта в результате образования новых и увеличения степени раскрытия имеющихся трещин.

Существует ряд геолого-физических условий, ограничивающих применение ГРП. Низка эффективность ГРП в рыхлых коллекторах. Как правило, не происходит увеличения коэффициента охвата в неоднородных коллекторах, так как в условиях неоднородности разрабатываемых продуктивных горизонтов энергия разрыва поглощается в основном высокопроницаемыми прослоями. Малоэффективно во многих случаях повторное проведение ГРП. Неэффективен ГРП на многих месторождениях Западной Сибири, так как особенности пород-коллекторов Западной Сибири, в частности их высокая глинистость, ограничивает применение методов, связанных с использованием рабочих жидкостей на водной основе.

На месторождениях с парафиносмолистыми нефтями большой вязкости и с высокой температурой их кристаллизации в ПЗП в результате нарушения термодинамического равновесия на поверхностях пор и трещин формируются слои из парафиновых и асфальтосмолистых веществ. При проведении ГРП закачанный в трещины песок продавливается в слой отложений этих веществ и они, выдавливаясь, заполняют вновь созданное поровое пространство. Кроме того, недостаточная эффективность ГРП на месторождениях с парафиносмолистыми нефтями большой вязкости обусловлена охлаждением нефтенасыщенных участков пласта холодными рабочими жидкостями, которые вновь кольматируются высокомолекулярными компонентами нефти. Поэтому особые требования предъявляются к жидкостям разрыва и песконосителя.

В качестве рабочих жидкостей для ПЗП добывающих скважин используют нефть, эмульсию и специальные жидкости, для ПЗП нагнетательных — закачиваемую воду, раствор сульфитно-спиртовой барды (ССБ), воду с добавками ПАВ, полимеров и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ).

В настоящее время рецептура жидкостей разрыва расширяется, в зависимости от различных геолого-физических условий и состава нефти используют мицеллярные растворы, сжиженный газ, водные растворы кислот, ПАВ и различные композиции на .основе полимерных материалов, вводят компоненты, предупреждающие набухание глин.

Использование, например, в качестве рабочей жидкости раствора поли-акриламида (ПАА) имеет следующие преимущества:

1) более высокую вязкость, что создает трещины значительной протяженности;

2) более высокую пескоудерживающую способность;

3) способность образовывать защитный гидрофильный слой на стенках подземного оборудования, что снижает гидравлические потери и повышает КПД глубинно-насосных установок.

Химические реагенты широко используются и при гидропескоструйной обработке (в качестве рабочей жидкости используют растворы соляной кислоты и ПАВ).
Физико-химические методы обработки призабойной зоны пласта

Наиболее широко химические реагенты используются в собственно химических методах воздействия: кислотных обработках, обработках ПЗП растворами ПАВ и ПАА, мицеллярными растворами, растворителями. В табл. 1 приведены некоторые составы, используемые для обработки призабойных зон (ОПЗ),

Кислотные обработки применяются в нагнетательных и добывающих скважинах в процессе их освоения, для увеличения производительности (приемистости) скважин, для очистки призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды. В качестве базовых химических реагентов используют соляную и плавиковую кислоты, а также уксусную, сульфаминовую, серную кислоту, смеси органических (оксидат) и неорганических (глинокислота НС1 + + HF) кислот.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт вещество через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих глав настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти. Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы от дельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях.

Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев. Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.

Технология ПИВ универсальна, успешно применяется на всех этапах эксплуатации как добывающих, так и нагнетательных скважин, в частности:

• 
  на стадии освоения – для вызова притока жидкости и быстрого вывода добывающей скважины на режим эксплуатации;
  
• 
  на месторождениях поздней стадии разработки – на высокообводненных скважинах (более 75%) в реальных геологических условиях без добавок в скважину химических реагентов, с целью повышения их дебита;
  
• 
  на нагнетательных скважинах – с целью увеличения приемистости и выравнивания профиля приемистости.
  

Одной из основных особенностей технологии ПИВ является то, что при обработке одной скважины положительным дебитом откликаются соседние, связанные профилем фильтрации скважины, как правило, за счет снижения их обводненности.

В условиях, когда более 50 % разведанных запасов относятся к категории трудноизвлекаемых, использование технологии ПИВ позволит дополнительно извлечь 10-15 % нефти.

Разрабатывая технологию ПИВ, наши ученые и специалисты рассматривали продуктивные пласты и в целом залежь с точки зрения нелинейных систем и неравновесных сред, «когда маленькие импульсы создают большие последствия». К нелинейным системам относятся системы со значительным энергосодержанием и энерговыделением, высокоскоростные, высокотемпературные процессы, колебания и волны со значительной амплитудой.

Пластовые флюиды движутся во взаимопротивоположных направлениях до появления равновесия или баланса этих сил в залежи, заполненных как однофазными (газ, нефть) флюидами, так и двухфазными, возникающими на контактах между газом, нефтью и водой, с образованием переходных зон.

Упругие свойства продуктивных пластов хорошо известны, характеризуются модулем объемной упругости и зависят от минералогического состава, структуры, глубины залегания, хорошо сжимаемой газожидкостной среды, заполняющей поровые каналы, температуры и частоты прилагаемой нагрузки.

Плазменно-импульсное воздействие возбуждает колебательную систему в широком диапазоне и создает весьма сложную упруго-волновую картину. В частности, в переходных зонах на разделе жидкостей с разными плотностями появляются динамические волны, существование которых обусловлено взаимодействием инерционных сил и переносом импульса, а также кинематические (расходные) волны, связанные с переносом вещества за счет давления. Кинематические волны возникают всегда, когда расход вещества однозначно определяется его количеством.

Возникают продольные и поперечные (сдвиговые) колебания, при этом скорость распространения поперечной волны вдвое медленнее продольной. Вдоль продуктивного слоя, если он является резонатором, распространяется не сам импульс, а вызванные им собственные колебательные движения. Если частота импульса совпадает с частотой слоя-резонатора, появляется эффект резонансной турболезации, а также эффект пространственного сдвига в высоковязких средах. Скорость распространения упругих колебаний зависит от направляющих свойств коллектора, а их затухание – от его резонансных свойств.
Наиболее перспективные проекты на территории России

Несмотря на сохраняющиеся сложности, целый ряд руководителей российских ВИНК, осознавая важность применения современных МУН для долгосрочных перспектив развития, рассматривают возможность участия в проектах по внедрению передовых МУН. Основными направлениями таких проектов являются:

• Низкопроницаемые коллекторы, содержащие легкую нефть

• Тяжелая нефть и природные битумы

• Сложно построенные карбонатные коллекторы

• Нетрадиционные запасы Западной Сибири (баженовская, тюменская и другие свиты, ачимовские толщи), Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (доманиковские отложения) и юга России (хадумские отложения).

Впрочем, пока охват применения МУН в России носит весьма ограниченный характер. Совокупная информация о проектах по испытанию МУН, реализуемых российскими нефтяными компаниями, представлена в таблице:



Стоит отметить определенную взаимосвязь изменения КИН и динамики доли трудноизвлекаемых запасов: совершенствование технологий добычи не обеспечивало необходимого роста эффективности извлечения трудноизвлекаемой нефти. Данный показатель играет значительную роль при оценке запасов сырья: увеличение КИН лишь на 1% при разработке крупных месторождений равноценно открытию новых залежей нескольких средних по запасам месторождений.

Например, при увеличении коэффициента нефтеотдачи на 1% на Ромашкинском месторождении, которое истощено на 80%, прирост запасов составит 42 млн тонн.

По данным Министерства энергетики при текущем налогообложении отрасли около 10,7 млрд тонн из 22 млрд тонн извлекаемых запасов относятся к категории нерентабельных.

Таким образом, на территории России остается значительное количество действующих месторождений, запасы которых постепенно истощаются, но при этом сохраняется потенциал, который можно раскрыть путем применения самых современных методов повышения нефтеотдачи. Исходя из технико-экономических критериев, применение МУН целесообразно в большей степени на таких месторождениях.

Например, в Западно-Сибирском нефтегазоносном регионе, на который приходится более половины добычи нефти в России, применение современных методов увеличения нефтеотдачи чрезвычайно важно. Динамика добычи в регионе в последние годы не обнадеживает: за последние семь лет (с 2006 по 2012 год) ежесуточное производство сократилось на 7%. В свою очередь, доля Западной Сибири в общероссийской добыче уменьшилась с 70% до 61%, а доля только зрелых месторождений Западной Сибири без учета крупных активов ООО «РН-Юганскнефтегаз» и «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.», которые до 2012 года показывали стабильный рост, снизилась с 58% до 47% за указанный период.


Заключение

Необходимо проанализировать геолого-промысловый материал по большому количеству пластов, законченных разработкой или находящихся в конечной стадии эксплуатации. Надо пробурить ряд специальных оценочных скважин для отбора керна, чтобы выяснить коэффициент нефтенасыщения (или водонасыщенности) на новых, еще не разрабатываемых месторождениях и коэффициент остаточной нефтенасыщенности на разработанных залежах и заводненных частях нефтяных пластов в условиях, сохраняющих пластовое соотношение водонасыщения. Дальнейшее развитие должны получить теоретические и экспериментальные работы по изучению процессов движения нефти, воды и газа в пористой среде.

Большое научное и практическое значение приобретает изучение геологичкритериев неоднородности нефтесодержащих пластов. Известно, что степень неоднородности существенно влияет на установление оптимальных скоростей вытеснения нефти, на характер движения контуров, на плотность размещения скважин и на величину конечного коэффициента нефтеотдачи пласта. По материалам детально разбуренных пластов должна быть получена методика количественного выражения степени неоднородности пластов.

Научные исследования по определению достигнутых коэффициентов нефтеотдачи и решение проблемы повышения нефтеотдачи являются актуальными. Разнообразие геологических условий разработки месторождений обусловливает необходимость широких исследований, охватывающих все газо-нефтяные районы. Наряду с развитием исследований на местах необходима координация работ местных и центральных институтов, что ускорит решение восьми важных научных и практических задач по увеличению нефтеотдачи пласта.

Придавая исключительно важное значение установлению фактической величины нефтеотдачи пластов по геолого-промысловым данным для определения извлекаемых запасов, оценки эффективности применения новых методов разработки, а также планировании перспективных и прогнозных запасов и объема поисковых работ, необходимо по всем нефтяным залежам, находящимся в длительной разработке, произвести генеральный пересчет запасов нефти для определения истинной величины коэффициента нефтеотдачи. Такой генеральный пересчет должен быть произведен силами всех научно-исследовательских институтов и нефтепромысловых управлений по единым методике и программе.

Необходимо ценнейшие данные почти вековой разработки нефтяных залежей Бакинского, Грозненского, Краснодарского и других районов научно обобщить и сделать достоянием всей промышленности.


Список литературы

1) «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», В.С. Бойко, Москва «Недра», 1990г.

2) «Нефтегазопромысловая геология», М.А. Жданов, Москва 1962г.

3) «Нефтегазопромысловая геология и нефтеотдача пласта», Гостоптехиздат 1963, под. ред. Крымов А.П.

4) «Расчеты в технологии и технике добычи нефти», К.Г. Оркин, П.К. Кучинский, Гостоптехиздат 1959г.

5) «Эффективность современных методов разработки нефтяных залежей», Б.Ф. Сургучев, В.И. Колганов.

6) «Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами», М., Недра, 1998. Л.Е.Ленченкова