Интенсификация процессов эксплуатации месторождения

Интенсификация процессов эксплуатации месторождения связано с увеличением темпов отбора и повышением нефтеотдачи. Увеличение градиентов давления в пласте и уменьшение сопротивлений в ПЗП скважин приводит к увеличению скорости движения жидкости в пласте и извлекается нефть из малопроницаемых участков залежи. Уменьшение сопротивлений в ПЗП путем СКО, ГРП и увеличение степени совершенства. Увеличение градиентов давления путем увеличения числа скважин, приблежения области питания к зонам отборов, увеличения давления в области питания, увеличение фронта воздействия на пласт, снижение забойных давлений. Применение методов интенсификации связано с геолого-физическими особенностями пластов. Предельные условия процесс интенсификации служат:

1. Минимальное допустимое забойное давления в эксплуатационных скважинах(давление насыщения).

2. Предельный дебит скважины, зависящий от технического состояния колонны, выноса песка, наличии воды подошвенной и контурной.

3. технически осуществляемое давление в нагнетательной скважинах.

Балансовые – запасы, вовлечение в разработку которых в настоящее время экономически целесообразно.

Забалансовые – запасы, вовлечение в разработку которых в настоящее время экономически нецелесообразно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

Запасы извлекаемые подвижная нефть– запасы, которые при современном развитии техники и экономики могут быть извлечены из пластов.

Подвижная нефть (mп) – часть пластовой нефти, движущаяся по пласту в результате влияния внешних воздействий.

Неизвлекаемая подвижная нефть (mнз) – часть подвижной нефти, которая не будет добыта из пласта с применением используемых технологий по экономическим и технологическим ограничениям.

Выделяют два метода подсчета запасов : объемный и материального баланса.

Объемный метод основан на оценке объема поровых коллекторов, насыщенных углеводородами, которые приводятся к поверхностным условиям путем применения соответствующих коэффициентов. Применяться на любой стадии изученности месторождения.

Метод материального баланса используется для пустотных пространств со сложной структурой (трещины, каверны), в условиях падения пластового давления и соответствующего изменения свойств углеводородов, применяется только на разрабатываемых залежах.

Запасы извлекаемые по следующей формуле:

Q=F·h·m·β·η·ρ·θ, т

где Q – извлекаемые запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

m – средний коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород, доли единицы;

β – средний коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы;

η – коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м³;

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти

Технологические показатели разработки

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями:

Добыча нефти (т/сут; т/год)

Добыча жидкости (м³/сут; м³/год)

Обводненность продукции, %

Добыча газа (м³/сут; м³/год)

Фонд добывающих скважин, в том числе по способам эксплуатации, ед.

Фонд нагнетательных скважин, ед.

Фонд бездействующих скважин, ед.

Ввод новых добывающих скважин, ед.

Средний дебит скважины по нефти, т/сут

Средний дебит скважины по жидкости, т/сут

Расход нагнетаемой воды (м³/сут; м³/год)

Накопленный с начала разработки отбор нефти, т

Накопленный отбор воды, м³

Накопленный отбор газа, м³

Объем закачанной воды, м³

Добыча воды на 1 т добытой нефти, м³/т

1. Добыча нефти и обводненность.  Характерный вид динамики добычи. Процесс разработки нефтяных месторождений можно условно разделить на 4 стадии:

1-я стадия – это период нарастания добычи нефти в процессе разбуривания залежи, разбуривается 60-80% скважин, обустройства месторождения, ввода скважин и промысловых сооружений в эксплуатацию.

2-я стадия - характеризуется устойчивой максимальной добычей нефти. Именно в этот период уровень добычи нефти и темп отбора от НИЗ характеризует разработку на высоком уровне, добуривается 16-20% скважин основного фонда.

3-я стадия – характеризуется резким падением добычи нефти и ростом обводненности продукции скважин. Начинают бурить резервные скважины, преобладает механизированная добыча, используются методы повышения нефтеотдачи, извлекается 75-80% извлекаемых запасов.

4-я стадия – называется также конечной стадией разработки нефтяного месторождения. Для нее характерно сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин, низкие уровни добычи нефти, 10-25% извлекаемых запасов.

Методы повышения нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений принято делить на первичные методы (естественные режимы). Вторичные традиционные методы ( с использованием традиционного заводнения искуственное поддержание пластового давления закачкой воды или газа). Современные вторичные методы нетрадиционные и третичные.

Нетрадиционные методы увеличения нефтеотдачи пластов, делят в зависимости от того, каким образом достигаются эффекты, обеспечивающие улучшение условий вытеснения нефти на четыре группы: физико-химические; газовые; тепловые; другие, основанные на использовании неординарных технических явлениях и сложных рабочих агентов.

К физико-химическим видам воздействия относят заводнение с применением мицеллярных, щелочных и полимерных растворов, растворов ПАВ, серной и соляной кислот, а также других реагентов. В этой группе, в настоящий момент, можно выделить метод системной обработки призабойных зон. В зарубежной практике в физико-химическим видам воздействия выделяют первые три группы – полимерное, щелочное и мицеллярное заводнение.

Газовые методы включают использование диаксида углерода и углеводородных газов, азота и дымовых газов.

Среди тепловых или термических методов разработки различают закачку пара (непрерывную в виде оторочек и для обработок призабойных зон), внутрипластовое горение, нагнетание горячей воды. Другие методы пока не получили широкого распространения, однако интенсивно изучаются и исследуются в промысловых условиях. К ним относятся микробиологические, волновые, электромагнитное воздействие, ядерные взрывы. Методы увеличения нефтеотдачи основаны на следующих изменениях характеристик и условий нахождения нефти в пласте: снижение межфазного натяжения на границе нефть – вытесняющий агент; снижение отношения подвижностей вытесняемого и вытесняющего флюидов (за счет уменьшения вязкости нефти или подвижности вытесняющего агента); перераспределение находящихся в пласте нефти, воды и газ с целью консолидации запасов нефти. Степень проявления этих эффектов, т.е. эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов, определяется прежде всего геолого-физическими условиями их применения.