35. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Методы интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Разработка любого нефтяного месторождения ведется до момента потери рентабельности от дальнейшей добычи нефти. Методы интенсификации добычи нефти направлены на сокращение срока разработки месторождения и как результат на повышение его рентабельности. Многие методы интенсификации разработки одновременно являются и МУН, например ГРП и др.

Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин- обработка призабойных зон скважин, с целью повышения проницаемости и как результат необходимых темпов отбора. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:

* химические

* механические

*тепловые

* физические

К первой группе относятся кислотные обработки, направленные на растворение породы и асфальтенов в призабойной зоне пласта. Это соляно-, глино-,пенно-,термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.

Ко второй относятся ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация.

К тепловым методам относятся горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических.

К физическим- обработка ПАВ, вибрационное и акустическое воздействие.

Форсированный отбор жидкости, рассматривается как метод интенсификации и МУН обводненных залежей. Гидродинамические предпосылки заключаются в создании повышенных депрессий на пласт по фонду обводненных скважин, что способствует дововлечение в разработку слабо дренируемых пропластков и зон независимо от различия в строении коллекторов, условий насыщения и вязкостных соотношенй по нефти и воде.

36. Дать представление об обосновании коэффициента нефтеотдачи (кин) на стадии составления технологических схем но разработку нефтегазовых месторождений.

Коэффициент нефтеотдачи — главный показатель полноты из­влечения нефти из пласта. Получение максимального его зна­чения — одна из основных задач рациональной разработки неф­тяных месторождений.

Коэффициентом нефтеотдачи начинается разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесённой к начальной:

Где S_он и S _ос начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта.

На коэффициент нефтеотдачи влияют многие факторы, в частности режим работы пласта, применяемая система разработки, а также физические свойства нефти и воды. В неоднородном пласте коэффициент нефтеотдачи меньше, чем в однородном по мощности и однородном по проницаемости.

Поскольку при снижении пластового давления ниже давления насыщения вязкость нефти увеличивается, а фазовая проницаемость для нефти уменьшается, то уменьшается и коэффициент нефтеотдачи. Количественное представление об изменении нефте­отдачи в зависимости от вязкости нефти показано па рис. 1.3, а зависимость ее от содержания остаточной (связанной) воды — на рис. 1.4. При 50%-ной насыщенности пласта вода прорывается к эксплуатационным скважинам мгновенно. Фронт вытеснения нефти не возникает и движущийся вал ее не образуется. Поэтому нефтеотдача к моменту прорыва фронта вытеснения нефти по су­ществу не увеличивается.

Рис. 1.3. Зависимость нефтеотдачи при прохождении фронта вытеснения от вязкости нефти

Рис. 1.4. Зависимость нефтеотдачи к моменту прорыва воды при различной насыщенности пласта остаточной (связанной) водой:

1 — в процентах к количеству нефти в пласте; 2 — в процентах к объему порового про­странства

Усадка нефти, количество свободного газа, находящегося в пласте, также влияют па коэффициент нефтеотдачи. С одной стороны, выделившийся из раствора газ может занять часть пор, ранее занятых нефтью, и способствовать дополнительному ее извлечению из пласта при заводнении (эффект замещения), а с другой — присутствие свободного газа вызывает изменение проницаемости пористой среды для движущихся жидкостей. Эффект замещения — единственный фактор, который положительно влияет на нефтеотдачу пласта. Наконец, коэффициент нефтеотдачи зависит от параметров, характеризующих процесс вытеснения: коэффициента охвата, коэффициента полноты вытеснения и коэф­фициента эффективности вытеснения.

36. Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (КИН) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.

Отношение извлекаемых запасов нефти (конденсата) к геологическим запасам определяется коэффициентом извлечения нефти (кон­денсата) из недр.

Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащих­ся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторож­дений подлежат утверждению Государственной комиссией по за­пасам полезных ископаемых при МПР РФ (ГКЗ РФ), учитываются в государственном балансе запасов полез­ных ископаемых в РФ по результатам геологоразведочных ра­бот и разработки месторождений. Данные о запасах месторожде­ний служат основой для составления технологических схем и про­ектов их разработки, используются при разработке схем обустройства и инфраструктуры месторождений.

При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат запасы нефти, газа, конденсата и со­держащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обосно­вана технологическими и технико-экономическими расчетами.

В геологических запасах нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компо­нентов выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Под из­влекаемыми запасами понимается часть геологических запасов, ко­торая может быть извлечена из недр при рациональном исполь­зовании современных технических средств и технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов по степе­ни изученности подразделяются на разведанные - категории А, В и С₁ и предварительно оцененные — категория С₂.

Подсчет запасов по месторождению (залежи) проводит­ся, как правило, в три этапа:

а) оперативный подсчет на основании фактических материа­лов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;

б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испыта­ния скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей (их участков) с ут­верждением их ГКЗ РФ).

в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополни­тельно пробуренных разведочных скважин с целью перевода за­пасов в другие категории, с переутверждением их в ГК3 РФ при изменении геологических и извлекаемых запасов (категорий А+В+С₁)) более чем на 20%.

На разрабатываемых месторождениях по данным разра­ботки, бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки долж­ны производиться перевод запасов категорий С₁ и С₂ в категории В и А, их списание с баланса нефтегазодобывающих предприятий.

Списание не подтвердившихся и добытых из недр (с учетом нормируемых потерь) запасов нефти, горючих газов, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов с баланса нефтегазо­добывающих предприятий производится по изменению их содер­жания в недрах.

В тех случаях, когда в результате доразведки, проведен­ной на разрабатываемом месторождении, геологические и извлекае­мые запасы категорий А+В+С₁ увеличатся по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, а также когда об­щее количество списанных и намечаемых к списанию в процессе разработки и при доразведке месторождения (как не подтвердив­шихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам) геологических и извлекаемых запасов категорий А+В+С₁ превышает нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса пред­приятий по добыче нефти и газа, должен быть произведен пере­счет запасов и переутверждение их в ГКЗ РФ.

Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и со­держащихся в них имеющих промышленное значение компонентов производится раздельно по пластам для каждой залежи и по ме­сторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем зале­жам и по месторождению в целом производится с выделением за­пасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон.

Запасы нефти, конденсата и имеющих промышленное значение ценных компонентов подсчитываются и учитываются в единицах массы, запасы природного и нефтяного газа - в единицах объема при стандартных условиях (0,1 МПа, 293°К).

Подсчеты геологических и извлекаемых запасов нефти, га­за, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов долж­ны производиться по принятым ГКЗ РФ методикам. Эти подсче­ты должны удовлетворять требованиям действующей классифика­ции запасов, инструкции по ее применению, инструкций по содер­жанию, оформлению и представлению в ГКЗ РФ материалов подсчета запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр.

Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного га­за и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты из­влечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ РФ одновременно с материалами подсчета балансовых запасов.

Извлекаемые запасы и коэффициенты извлечения из недр нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов опреде­ляются на основании повариантных технологических и технико-эко­номических расчетов и утверждаются ГКЗ РФ с учетом заклю­чений по ним МИНЭНЕРГО РФ (ЦКР или ТО ЦКР), МПР РФ (ЦКЗ или ТКЗ).

Порядок подсчета, рассмотрения и утверждения запасов нефти и газа регламентируется действующими положениями и инструкциями. Запасы сопутствующих компонентов учитываются на основании отдельных инструкций.

Приемка и передача разведанных месторождений (зале­жей) для опытных работ или промышленного освоения произво­дится в соответствии с требованиями действующего Положения о порядке передачи разведанных месторождений полезных ископае­мых для промышленного освоения.

37.Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения

Обоснование коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем раз-ки нефтяных месторождений.

Как уже отмечалось, в России нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент вытеснения -это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта , зависит от св-в вытесняющего агента и характеризует долю подвижных запасов в пласте.

Квыт=Vвыт/ Vнач.о.

Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:

1. Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.

2. Отношения вязкости нефти к вязкости воды.

3. Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов

4. Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил

5. Скорости вытеснения нефти водой

Коэффициент охвата -это отношение объема дренируемых запасов нефти ; к подвижным. Явл-ся более трудно обосновываемым . Показатель, характеризующий долю дренируемых запасов из подвижных .Он может уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами. Он зависит от:

1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом

2. Параметров системы разработки месторождения

3. Использования наклонно направленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП

4. Давления на забоях скважин, применения методов воздействия на ПЗП и совершенства вскрытия пластов

5. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин

6. Применения методов управления процессом разработки мест-ия путем частичного изменения с-мы разработки или без изменения с-мы разработки

Коэффициент заводнения -это отношение накопленной добычи нефти к дренируемым запасам. Характеризует ту часть дренируемых запасов, которую возможно добыть. Коэффициент заводнения, в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.