«Нефтеотдача»

мера полноты извлечения нефти из пласта. Под Н. понимают также меру истощённости нефтяного пласта. Коэффициент определяется отношением количества извлечённой нефти к первоначально содержащейся в пласте в одинаковых условиях и численно выражается в долях единицы или в процентах.

При добыче нефти вытеснением из пласта различными агентами коэффициент Н. определяется полнотой вытеснения водой, газом, растворителем и др. (т. н. коэффициент вытеснения) и степенью охвата всего пласта, т. е. совокупности насыщенных нефтью пластов, пропластков и линз, составляющих объект эксплуатации (так называемый коэффициент охвата). Коэффициент Н. в этом случае выражается произведением коэффициентов вытеснения и охвата. Коэффициент охвата в большой степени зависит от неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента. Чем более неоднороден пласт по строению и физическим свойствам, и чем больше отношение вязкости нефти к вязкости агента, тем меньше значение коэффициента охвата. При эксплуатации нефтяного месторождения на режиме истощения или при доминирующем действии сил гравитации коэффициент охвата близок к 1. Коэффициент Н. зависит от свойств нефти в пластовых условиях, физико-химической характеристики пласта и естественного или искусственного режима эксплуатации, а также системы разработки месторождения.

Для наиболее распространённого и эффективного способа добычи нефти путём вытеснения водой различают Н. безводную, характеризующую полноту извлечения нефти к началу обводнения продукции, т. е. появлению вместе с нефтью воды; текущую, определяющую полноту извлечения нефти на любой момент процесса эксплуатации нефтяного пласта, и конечную, которая определяется предельной обводнённостью продукции, вызывающую прекращение эксплуатации отдельных скважин, пласта или месторождения в целом. Предельная обводнённость обусловлена экономическими показателями и зависит от свойств нефти, глубины залегания пласта и др. При вытеснении водой в зависимости от вязкости нефти, неоднородности пласта и т. п. конечная Н. составляет от 0,25 до 0,7 (низкие значения наблюдаются при эксплуатации залежей нефти, имеющей высокую вязкость в пластовых условиях). Различают также предельную Н., которая может быть достигнута применением данного метода вообще. Например, предельной Н. при заводнении можно достигнуть длительной промывкой пласта водой до полного обводнения продукции.

По мере развития нефтяной промышленности, появления и совершенствования систем воздействия на нефтяные пласты коэффициент Н. возрастал от 0,3 до 0,5, а по отдельным месторождениям до 0,7. Средний коэффициент Н. по отдельным нефтедобывающим странам возрастает относительно медленно (рис.) вследствие вовлечения в эксплуатацию месторождений с ухудшенными свойствами нефтей и вмещающих их коллекторов. См. также ст. Нефть (раздел Добыча).

А. Г. Ковалев.

Изменение абсолютных и извлекаемых запасов нефти в США: 1 — общие геологические запасы; 2 — фактическая накопленная добыча (в % показаны средние значения коэффициента нефтеотдачи).

ж.

Реальная добыча нефти по сравнению с максимально возможной.

НЕФТЕОТДАЧА - показатель извлечения нефти из пласта; отношение количества извлеченной нефти к первоначально содержащейся в пласте, выраженное в долях единицы или в процентах, называется коэффициентом нефтеотдачи.

oil recovery

oil recovery

НЕФТЕОТДА́ЧА -и; ж. Реальная добыча нефти в сравнении с максимально возможной.

* * *

показатель извлечения нефти из пласта; отношение количества извлечённой нефти к первоначально содержащейся в пласте, выраженное в долях единицы или в процентах, называется коэффициентом нефтеотдачи.

* * *

НЕФТЕОТДА́ЧА, показатель извлечения нефти(см. НЕФТЬ) из пласта; отношение количества извлеченной нефти к первоначально содержащейся в пласте, выраженное в долях единицы или в процентах, называется коэффициентом нефтеотдачи.

нефтяного пластa (a.oil recovery ratio; н.Erdolabgabefaktor, Erdolextraktionsgrad; ф.coefficient d'extraction du petrole; и.coeficiente de extraccion de petroleo) - характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки м-ния. Для количеств. оценки H. используют коэфф. H.(β) - отношение добытого кол-ва нефти к нач. запасам (величины приводятся к стандартным или пластовым условиям); выражается в долях единицы или в процентах. H. определяется степенью (полнотой) извлечения нефти из объёмов продуктивного пласта (объекта), участвующих в процессе разработки (т.н. коэфф. вытеснения β_выт), и долей этих объёмов в суммарном объёме нефтенасыщ. пород пласта (коэфф. охвата β_охв: β= β_выт·* β_охв. Иногда при проведении прогнозных расчётов H. вводят дополнит. коэфф., позволяющие учитывать неблагоприятное влияние др. факторов. Различают текущую H. (определяемую в процессе разработки м-ния), конечную (на момент завершения разработки, осуществляемой при естеств. режимах истощения залежи), дополнительную (достигается применением методов повышения H. пласта), a также безводную (определяется к моменту прорыва воды в добывающие скважины). Наибольшее влияние на H. оказывают вязкость извлекаемой нефти (чем больше вязкость, тем меньше H.), геол. строение м-ния и пластово-водонапорной системы (чем больше в продуктивном интервале выделяется пластов и пропластков, характеризующихся прерывистостью простирания, неоднородностью коллекторских свойств и т.д., тем меньше H.), a также система разработки м-ния и вид пластовой энергии, обусловливающей приток нефти к добывающим скважинам. При естеств. режимах истощения нефт. залежи и благоприятных геол.-геохим. условиях (вязкость нефти - 1,25-5 мПа·c, незначит. неоднородность пласта) коэфф. H. составляет: при упруго-водонапорном режиме 50-70%; режиме газированной жидкости (растворённого газа) 25-35%; гравитационном - 30-40%; газонапорном - 35-40%. Наибольшая нефтеотдача (65-70%) при совр. системах разработки нефт. м-ний достигается нагнетанием в пласт рабочих агентов, вязкость к-рых в пластовых условиях не намного меньше вязкости нефти (в этом случае исключаются ранние прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины, резко уменьшающие эффективность процесса вытеснения). Наиболее широко при этом используют воды (см. Заводнение) разл. источников (реки, озёра, моря), a также пластовые, сточные и др. Перспективным является применение следующих способов увеличения H.: закачка в пласт воды c добавками поверхностно-активных веществ, что приводит к резкому снижению поверхностного натяжения на границе нефти c водой или нефти c породой (см. также Микроэмульсии и Мицеллярные растворы), a также загустителей, повышающих вязкость закачиваемого раствора и изменяющих его реологич. свойства, кроме того, в качестве вытесняющих агентов используют газоводяные смеси, смешивающиеся c нефтью в пластовых условиях (углеводородные растворители, a 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 (см. Внутрипластовое горение).A. Г. Ковалёв.

степень полноты вытеснения нефти из продуктивного горизонта в скважины или в шахту водой или газом под влиянием пластовой энергии. Н. оценивается коэффициентом нефтеотдачи - отношением кол-ва извлечённой нефти к первоначально содержащейся в пласте, выраженным в долях единицы или в %. При совр. способах нефтедобычи Н. редко превышает 50%. Для повышения Н. применяются многочисл. методы воздействия на залежь - вытесняют нефть из пласта р-рами ПАВ, диоксида углерода, водорастворимых полимеров, мицеллярными р-рами, горячей водой и паром, а также продуктами горения нефти при частичном её сжигании в пласте.

oil recovery

* * *

(oil) recovery