17. Принципы и технологии регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения. Геолого-технические мероприятия по поддержанию проектной добычи нефти.

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 небольшим 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 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.

Мероприятиями по обеспечению плановой добычи нефти являются:увеличениегидродинамического совершенства добывающихи нагнетательных скважин (дострелы,перестрелы,кислотныеобработки и др.),изменениережимов их работы и (снижение забойных давлений в добывающих скважинах, форсированный отбор, повышение давления нагнетания)перераспределениеотборовнефтиизакачки рабочего агента по рядам скважины,участкам, блокам, площадями пластам,выключениеизэксплуатации высокообводненных скважин, изоляционные работы, одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) нескольких пластов в одной скважине на многопластовых месторождениях, добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные скважины), или возврат скважин с других пластов, частичное изменение системы воздействия (организация очагового заводнения), полное изменения системы воздействия (переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки и т.д.)

18. Принципы и технологии регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения. Геолого-технические мероприятия по увеличению (интенсификации) добычи нефти.

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 небольшим 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 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.

Основным направлением увеличения продуктивности скважин, т. е. интенсификации процесса нефтедобычи, является воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) добывающих скважин с целью увеличения притока нефти и газа. Основные методы: тепловая обработка, ГРП, промывка, кислотная обработка или комбинация методов.

Тепловая обработка ПЗП.

Это процесс повышения температуры ПЗП либо кондуктивным прогревом, либо теплопередачей с помощью теплоносителя - направлена на расплавление и удаление АСПО и на увеличение температуры нефти в зоне ПЗП. Удаление АСПО увеличивает проницаемость ПЗП, а прогрев снижает вязкость фильтрующейся нефти. Кондуктивный прогрев проводят периодически или непрерывно глубинными электронагревателями, которые устанавливают в интервале обрабатываемого пласта. Целесообразная глубина залегания пласта 1000-1400 м придобычи нефти с высоким содержание парафина (4%), АСВ >6%. Закачка теплоносителя - вода/пар глубина залегания пласта не более 1000 м на месторождения с высоковязкой нефтью с содержанием парафина не более 3-4%.

ГРП.

Является эффективным методом. Повышается продуктивность добывающей скважины, улучшаются фильтрационные характеристики пласта путём механического разрыва призабойной зоны или увеличением природных и искусственных трещин. ГРП происходит при нагнетании призабойных зон пласта рабочей жидкости под высоким давлением (в 1,5-2 раза выше гидростатического давления). В образовавшихся трещинах подаётся наполнитель кварцевый однородного гранулометрического состава, который заполняет трещины и предотвращает их смыкание при снижении давления гидроразрыва. Далее закачивается продавочная жидкость для вытеснения песка в трещины пласта из НКТ и ствола скважины. Радиус канала может достигать значительных размеров, а проницаемость зависит от качества наполнения.

Промывка ПЗП.

Промывка направлена на растворение, разрушение и удаление различных механических примесей, загрязнений, АСПО. Процесс промывки

не влияет на температуру ПЗП .

Кислотная обработка ПЗП.

Кислотная обработка ПЗП основана на воздействии на скелет пласта растворами и выносе продуктов реакции. В результате в породе образуется каналы растворения, которые способствуют увеличению коэффициента проницаемости ПЗП. СКО применяют главным образом для воздействия на карбонатные и терригенные коллектора, с содержанием карбонатов не менее 10%. В коллекторах терригенного происхождения используют глинокислотную обработку, т.е. воздействие фтористой кислоты, либо сочетанием глинокислоты и соляной кислоты. Основными компонентами СКО являются вода и соляная кислота; вспомогательные компоненты: ингибиторы коррозии, стабилизаторы, присадки, гидрофобизаторы и другие химические реагенты.