- •Дисциплина «Разработка нефтяных месторождений»
- •1).Задачи промысловых методов.
- •2).Задачи геофизических методов контроля:
- •3).Задачи гидродинамических методов контроля:
- •4). Задачи физико-химических методов:
- •Дисциплина «Скважинная добыча нефти»
- •Назначение методов и их общая характеристика
- •Исследование скважин при неустановившихся режимах
- •Дисциплина «Сбор и подготовка скважинной продукции»
1).Задачи промысловых методов.
контроль за динамикой дебитов;
контроль за процессами обводнения продукции скважин;
контроль за динамикой фонда скважин;
контроль за текущими показателями (суточные, месячные, квартальные, годовые отборы и закачки);
контроль за стадийностью разработки месторождения (по динамике годовых отборов нефти);
контроль за темпом разработки (по величине годового отбора нефти в % от цифры извлекаемых запасов);
контроль за текущим показателем компенсации годовых отборов жидкости закачкой;
контроль за накопленными показателями (нефти, жидкости, закачки);
контроль за динамикой накопленной компенсации на начало каждого года;
контроль за эффективностью различных ГТМ по характеристикам вытеснений;
определение текущей нефтеотдачи по объектам разработки и по месторождению.
В многопластовых м/р перечисленные задачи решаются по отдельным ЭО.
2).Задачи геофизических методов контроля:
1) контроль за распределением коллекторов в объеме объекта разработки;
2) контроль за распределением начальной нефтенасыщенности в объеме каждого эксплуатационного объекта;
3)контроль за работающими интервалами в добывающих и нагнетательных скважинах;
4)контроль за источниками обводнения продукции добывающих скважин;
5)контроль за интервалами обводнения объектов разработки методами ИННК в контрольных скважинах (в т.ч. в транзитных скважинах);
6)контроль за текущей нефтенасыщенностью объектов разработки по результатам комплексного каротажа уплотняющего фонда скважин;
7)контроль за интервалами обводнения добывающих скважин методами термо-, плотно- и влагометрии;
8)контроль за эффективностью различных ГТМ в скважинах (при использовании методов интенсификации, изоляции водопритоков, при применении потокоотклоняющих технологий и т.д.).
3).Задачи гидродинамических методов контроля:
Методами исследования скважин на установившихся режимах решаются задачи:
контроль за процессами самоочистки ПЗП (до 5-6 месяцев после освоения скважин);
контроль за динамикой коэффициентов продуктивности (Кпр) скважин при процессах обводнения продукции скважин;
контроль за распределением Кпр по площади разбуренного объекта разработки;
контроль за динамикой Кпр при различных ОПЗ (СКО, ГРП, изоляционных работах и прочих ГТМ);
контроль за динамикой Кпр при разукрупнении эксплуатационных объектов (ЭО);
то же при приобщении пластов.
Методами исследования по КВД решаются дополнительные задачи:
выявление кольцевых неоднородностей в ПЗП;
выявление литологических и тек тонических границ в УЗП;
оценка эффективности ОПЗ скважинах. Методами гидропрослушивания решаются задачи:
устанавливается характер гидродинамической связи между скважинами;
контролируется характер гидродинамической связи залежи нефти и законтурной зоны пласта;
контроль за характером гидродинамической связи между пластами;
расчет средних параметров пласта в зоне реагирования скважин.
4). Задачи физико-химических методов:
Определяются источники обводнения продукции скважин.
Контроль за проведением трассерных исследований (закачка красителей, изотопов).
Контроль за работой пластов в едином фильтре методами фотоколориметрии нефтей (по коэффициенту светопоглощения).
Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей.
Мировой опыт разработки месторождений вязкой нефти показывает, что рентабельная разработка большинства из них ограничена в силу малодебитности нефтяных скважин и низкой нефтеотдачи достигаемой при эксплуатации залежи на естественном режиме или заводнении. Если первая из этих проблем достаточно удачно решается в последнее время путем бурения горизонтальных и многозабойных скважин, то для решения второй необходимо внедрение различных технологий воздействия на пласт. Основная проблема разработки месторождений тяжелой нефти заключается в её вязкости, а именно в неблагоприятном соотношении подвижности вытесняемого (нефти) и вытесняющего агента (например, вода). Изменить данную диспропорцию можно путем уменьшения вязкости самой нефти, либо путем увеличения вязкости вытесняющего агента, либо изменяя эти величины одновременно.
Методы воздействия на пласт:
1. Тепловое воздействие (закачка теплоносителей и внутрипластовое горение) и реализация смешивающегося и частично смешивающегося вытеснения (использование чередующихся закачек газов, углеводородных растворителей и воды). В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт, с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время применяются вода и насыщенный водяной пар. Применение в качестве теплоносителя пара может обеспечить воздействие на пласт более высокой температурой, чем в случае закачки в пласт горячей воды при тех же условиях. Среди термических методов, в которых тепловая энергия воспроизводится непосредственно в пласте, можно выделить сухое, влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение, основанное на инициализации в пласте очага экзотермической окислительно-востановительной реакции и продвижении его по пласту. Несомненным преимуществом данного метода является возможность использования его в широком диапазоне глубин залегания продуктивных пластов. При этом методу характерны и существенные недостатки, среди которых можно выделить сложность контроля процесса горения и как следствие низкий охват пласта воздействием, технологические проблемы, связанные с повышенными температурами и опасностью образования взрывоопасной смеси в добывающих скважинах и т.д.
2. Полимерное, эмульсионное, щелочное заводнение. Эмульсионное заводнение: при этом эмульсия может быть получена как в пластовых условиях, так и подаваться с поверхности. К первому виду технологий можно отнести щелочное заводнение. Помимо формирования эмульсий в пласте щелочь также оказывает влияние на отмывающую способность закачиваемого агента путем изменения поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Недостатком щелочного воздействия является опасность значительных потерь реагента в результате воздействия с минералами породы-коллектора и минерализованными пластовыми водами.
3. Термощелочное, термополимерное, конденсатополимерное воздействие. Технология термощелочного заводнения сочетает в себе положительные стороны, термального заводнения и воздействия холодной щелочью, и предусматривает предварительный прогрев пласта горячей водой с последующим нагнетанием в пласт горячего раствора щелочи. При этом достигается: выравнивание фронта вытеснения при эмульгировании остаточной нефти в предварительно промытых зонах, а также уменьшение расхода реагента (щелочи) на осуществление процесса.
Категории скважин.
Опорные – бурят для изучения геологического строения и гидрогеологических условий залегания осадочных пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефте-газонакоплений.
2. Параметрические – бурят для более детального изучения геологического строения пород и выявления наиболее перспективных площадей.
3. Структурные – бурят для тщательного изучения структур и для подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры.
4. Поисковые – бурят с целью открытия новых месторождений или для поиска новых залежей нефти или газа.
5. Разведочные – бурят с целью окантуривания месторождения и сбора исходных данных для составления проекта его разработки.
6. Эксплуатационные: добывающие, оценочные, нагнетательные, наблюдательные.
7. Скважины специального назначения – для ликвидации открытых фонтанов нефти или газа, для сброса промысловых вод в непродуктивные горизонты, для разведки и добычи воды, для сооружения подземных газохранилищ.
Методы контроля за ППД.
Особенности разработки нефтяных оторочек.
НЕФТЯНАЯ ОТОРОЧКА — нефтяная часть газонефтянойилигазоконденсатно-нефтяной залежи, размеры игеологические запасыкоторой намного меньше газовой (газоконденсатной) части двухфазной залежи. В зависимости от размеров нефтяные оторочки разделяют на промышленные и непромышленные.
Система разработки, сочетающая барьерное заводнение с законтурным заводнением используют при разработке
нефтегазовых месторождений, имеющих сравнительно небольшую по размерам нефтяную часть, которую называют нефтяной оторочкой. На эту оторочку вследствие ее небольшой ширины можно пробурить только один — три ряда добывающих скважин. На рис. 105 показана в разрезе и в плане схема расположения скважин при использовании этой системы разработки. Водонагнетательные скважины барьерного заводнения 5 отсекают газовую часть месторождения от нефтяной части. После закачки воды в такие скважины снижается прорыв газа из газовой шапки в добывающие скважины, что препятствует перемещению газонефтяного контакта в газонасыщенную область пласта и в определенной степени позволяет осуществлять независимую разработку газовой и нефтяной частей месторождения.
Применение барьерного заводнения позволяет снизить газовый фактор нефтяных скважин по сравнению с разработкой нефтегазовых месторождений без воздействия на пласт примерно в 1,2—1,5 раза.
Правовые условия разработки нефтяных месторождений.