Перспективы возобновляемой энергетики

В последние годы тенденция роста использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ) становится достаточно явной. Проблемы развития ВИЭ обсуждаются на самом высоком уровне. Так на встрече на высшем уровне на Окинаве (июнь 2000) главы восьми государств, в том числе Президент России В. В. Путин, обсудили глобальные проблемы развития мирового сообщества и среди них проблему роли и места возобновляемых источников энергии. Было принято решение образовать рабочую группу для выработки рекомендаций по значительному развертыванию рынков возобновляемой энергетики. Практически во всех развитых странах формируются и реализуются программы развития ВИЭ.

2. Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

КИН – характеризует, какую часть запасов можно извлечь от геологических запасов.

Коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата – это количество запасов н.г.конденсата, которое может быть извлечено при применении наиболее эффективных в данных геолого – физических условиях технологий и технических средств при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.

КИН может быть выражен как отношение добытой нефти к его балансовым запасам. КИН за все время разработки называется конечным, за некоторый промежуток времени – текущим.

Конечный КИН определяется с использованием покоэффициентного метода, основанного на определении ряда значений, влияющих на КИН, учитывающих геолого-физическую характеристику залежи и особенности предлагаемой к внедрению системы разработки.

КИН = Кохв.*Квыт.

На величину КИН оказывает влияние:

- геолого-физическая характеристика разрабатываемого объекта

- физико-химические свойства нефти

- система разработки и объект воздействия.

Кохв. определяется расчетным путем и зависит от плотности сетки скважин, от соотношения числа добывающих к нагнетательным скважинам. Отношение объёма пустотного пространства, вытесняемого объектом к общему объёму пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащего нефть. Он характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации, при данной системе разработки.

Квыт. определяется в лабораторных условиях. Отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникает вода, к начальному количеству балансовых запасов в этом объёме. Он показывает предельную величину нефтеизвлечения, кот. Можно достигнуть с помощью данного рабочего агента.

В соответствии с принятой классификацией (РД 1533900796) в настоящее время методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов делятся на 5 групп:

- тепловые

- газовые

- химические

- физические

- гидродинамические

Иногда 2, 3 и 4 группы объединяют под название физ-хим методы.

К группе тепловых методов относится:

а) паротепловое воздействие на пласт

б) внутрипластовое горение

в) вытеснение нефти горячей водой

г) пароциклические обработки скважин.

К группе газовых методов относится:

а) воздействие на пласт УВ газом

б) воздействие двуокисью углерода

в) воздействие азотом, дымовыми газами.

К группе химических методов относится:

а) вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы)

б) вытеснение нефти растворами полимеров и другими загущающими агентами

в) вытеснение нефти щелочными растворами

г) кислотами

д) композициями химических реагентов (в т.ч. мицелярные растворы)

е) совместное воздействие на ПЗП

ж) микробиологическое воздействие.

К группе физических методов относится:

а) электромагнитное воздействие

б) волновое воздействие на пласт

в) ГРП

г) ГС

К группе гидродинамических методов относится:

а) вовлечение в разработку недренируемых запасов

б) барьерное заводнение на г.н.залежах

в) нестационарное (циклическое) заводнение

г) ФОЖ

д) ступенчато-термальное заводнение.

По Гремихинскому месторождению

- на естественном режиме КИН = 0,12

- при заводнении 0,2

- при закачке горячей воды 0,29

- ИДТВ 0,37

- ИДТВП 0,4

- ТЦВП 0,45

Эффективность МУН определяется путем сравнения фактических показателей с вариантом базового метода разработки объекта до применения МУН.

Вариант базового метода разработки обосновывается в технологической схеме. Обычно режим истощения пластовой энергии является базовым вариантом для объектов, разрабатываемых тепловыми методами и в ряде случаев при закачке в пласт УВ газа.

Для объектов, разрабатываемых физическими, химическими и газовыми методами, базовым вариантом является процесс заводнения.

При определении эффективности применении МУН на стадии текущей разработки объекта за базовый вариант принимается метод, который применялся на этом месторождении до начала применения анализирующего МУН.

Интенсификация – воздействие на ПЗП и вмещающие ее флюиды с целью:

- увеличения приемистости нагнетательных скважин и продуктивности добывающих скважин

- увеличение качества добываемой продукции (снижение обводненности).

Классификация – гидродинамическая, тепловая, газовая, химическая (физ-хим).

3.Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК.

Карты текущих отборов( по месторождению и по отдельным объектам ) - способ эксплуатации; среднесуточные отборы жидкости, нефти и воды (в % от отбора жидкости).

Карту накопленных отборов и закачки( по скважинам составляют обычно 1 раз в год )- ежемесячный геологический отчет по эксплуатации скважин (отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам). Карты изобар (карты равных пластовых давлений)- замеры статических давлений в скважинах (обычно используют пластовые давления, приведенные к поверхности ВНК или к кровле). Карта поверхности текущего ВНК- Промысловые испытания скважин, Изучение кернов, Электрический и радиоактивный каротаж. Карта установления ГНК- строят карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого определяют контакт газ-нефть.