26) Пробная (опытная) эксплуатация нефтяных залежей

После окончания разведочных работ (или параллельно с ними) основная часть разведочных скважин вводится в опытную (пробную) эксплуатацию, план которой утверждаете* главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего управления. Программа работ в процессе проведения опытной эксплуатации обязательно согласовывается с Госгортехнадзором. Основная цель пробной (опытной) эксплуатации нефтяной залежи заключается в определении ее энергетической характеристики, степени взаимовлияния отдельных скважин, гидродинамической связи между отдельными пластами, нефтяной и законтурной частями залежи, а также в оценке фильтрационных характеристик залежи продуктивного пласта, которые определяются гидродинамическими (промыслов! .ми) методами исследований.

В процессе пробной эксплуатации регулярно замеряются дебиты нефти, газа, воды на групповых сборных пунктах, процент обводненности продукции, количество выносимого леска. Устанавливается контроль за учетом добычи нефти, жидкости, воды, газа, а также за динамикой их добычи во времени. Большое внимание уделяется определению газового фактора, динамике его изменения во времени (особенно при снижении пластового давления ниже давления насыщения). За контуром нефтеносности из числа разведочных скважин выбирают пьезометрические скважины, в которых определяется изменение уровня пластовой воды в зависимости от отборов нефти, газа и воды из залежи. С этой целью эти скважины оборудуют пьезографами различных конструкций, с помощью которых непрерывно регистрируется уровень жидкости.

Для оценки физико-химических и товарных свойств нефти, газа и воды отбираются поверхностные пробы этих флюидов. Кроме того, с помощью глубинных пробоотборников отбирают глубинные пробы нефти, анализ которых позволяет определить давление насыщения, объем и вязкость нефти при различных давлениях объемный, пересчетный коэффициент и коэффициент усадки, газовый фактор газонасыщенность. На основе полученных анализов строят кривые растворимости газа в нефти при контактных и дифференциальных процессах.

Параллельно с замерами дебитов нефти осуществляется контроль за динамикой изменения пластового давления во времени в зависимости от текущих и суммарных отборов. С этой целью замеряют пластовое давление во всех добывающих простаивающих и пьезометрических скважинах, строят карты изобар, по которым рассчитывают средневзвешенное пластовое давление, как в пределах внешнего контура нефтеносносности, так и в зоне отбора. Определяется возможность эксплуатации залежи при снижении давления ниже давления насыщения. Аналогичные исследования проводят по изучению динамики изменения забойного давления во времени в зависимости от различных режимов, определяется также возможность разработки залежи при снижении забойного давления ниже давления насыщения.

Особое внимание в процессе пробной эксплуатации уделяется промысловым (гидродинамическим) исследованиям пластов и скважин. Снимаются индикаторные кривые как при Рпл < Рнас, так и при Рпл > Рнас. По кривым рассчитывают коэффициенты продуктивности, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности. Большое значение при этих исследованиях отводится снятию кривых восстановления давления самопрослушиванию и гидропрослушиванию, обработка которых позволяет не только рассчитать фильтрационные параметры пласта, но и установить его неоднородность, а также гидродинамическую связь как отдельных скважин и пропластков между собой, та» и нефтяной и законтурной частей залежи. По результатам гидродинамических исследований устанавливают наличие различных экранов, участков выклинивания пласта.

Комплексная оценка проводимых исследований позволяет установить режим залежи, темп падения пластового давления, определить метод поддержания пластового давления по залежи. По каждой скважине и в целом по залежи устанавливается технологический режим их работы. Подготавливаются исходные данные для проектирования разработки, размещения добывающих и нагнетательных скважин, расчета динамики добычи нефти и газа, закачки воды в пласт. Оцениваются технико-экономические показатели разработки данной залежи (объекта).

27) Коэффициент продуктивности – численно равен приращению суточного притока жидкости при изменении депрессии в скважине на 1 МПа (снижение забойного давления на ту же величину).

30) Система разработки нефтяного месторождения – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и тем их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения , охрану недр и окружающей среды.

31) Воронка депрессии – область вокруг забоя скважины, в которой изменяется давление во время эксплуатации скважины.

32) Антиклиналь – выпуклая складка, в ядре которой располагаются наиболее древние породы по сравнению с периферическими частями (крылья складки).

33) Газы природные – газы добываемее из чисто газовых месторождений и представляющие собой сухой газ, свободный от тяжелых углеводородов. Основным компонентом природных газов является метан, до 99 %.

34) Давление насыщения пластовой нефти газом – максимальная величина давления, при которой из пластовой нефти при изотермическом расширении начинается выделение газовой фазы при термодинамическом равновесии.

35) Площадь дренирования – площадь, с которой нефть притекает к забою скважины под действием разности пластового и забойного давления.

36) Резервный фонд скважин – это фонд скважин, бурение которых предназначено в процессе разработки залежи для вовлечения в разработку недренируемых основным фондом скважин линз и отдельных участков пласта для обеспечения оптимального экономически целесообразного коэффициента нефтеотдачи, выполнения проектного темпа разработки месторождения и сохранения достигнутого уровня добычи нефти на возможно длительное время.

37) Циклическое воздействие на пласт – это такой режим, который осуществляется путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважиндля поддержания добычи жидкости на высоком уровне.

38) Технологический проектный документ – научно-исследовательская работа, определяющая порядок разработки нефтяных, нефтегазовых и газонефтяных месторождений.

39) Начальное пластовое давление – это давление, которое существует в залежи нефти (газа) до момента вскрытия ее первой буровой скважиной.

40) Нефтеотдача конечная – это отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Конечный коэффициент нефтеотдачи характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какой объем нефти от начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности.

41) Площадное заводнение – это предельный случай разрезание залежи, наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая высокие темпы разработки нефтяных месторождений.

Площадное заводнение — также разновидность внутри-контурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин — треугольной или квадратной — нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью, каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными (при внутриконтурном разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних добывающих рядов} и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин.

Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью. Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью. Системам разработки с площадным заводнением свойственны и негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин.

42) Темп разработки – это отношение текущей добычи нефти из скважин к извлекаемым запасам нефти за промежуток времени.

43) Остаточная нефтенасыщенность – насыщенность нефтью, при которой ее фазовая проницаемость равна нулю, но при превышении которой нефть становится подвижной.

44) Метод направленного изменения фильтрационных потоков – разработка пласта с изменением направления вытеснения нефти с использованием специальных схем расположения скважин.

45) Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте.

Нефтеотдача текущая – это отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам.

Нефтеотдача конечная – это отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Конечный коэффициент нефтеотдачи характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какой объем нефти от начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности.

46) Связанная (погребенная, остаточная, реликтовая) вода – это капиллярно удержанная в порах пласта пленочная вода.

47) Опытно-промышленные работы – проводимые на локальных участках в рамках рекомендуемого варианта разработки месторождения экспериментальные работы по испытанию новых технических средств и технологий нефтеизвлечения.

48) Коэффициент сжимаемости пластовой нефти – относительное изменение объема пластовой нефти при единичном изменении давления.