41. Создание высоких давлений нагнетаемой воды при эксплуатации нефтяных скважин

Величина давления нагнетания влияет на технико-экономическую эф-ть заводнения. В практике заводнения наблюдается тенденция к повышению давления нагнетания на устье до 16-29 МПа, а иногда до 40 МПа. Обобщение опыта завод и спец иссл показали след: при низких д закачки воды заводнением охватывается только 20-25 % нефтенасыщенной толщины пл; при оп-х д нагнетания проницаемые к-ры воды не принимают; при повышении давления нагнетания до вертик-го горного увел-ся величина интервалов пл принимающих воду. Применение высоких д нагнет обесп-т: увел-ние тек-х дебитов с и пл д; снижение обвод-ти продукции засчёт более интенсивного притока н из малопрониц-х пропластков; уменьшение влияния неоднородности к-ра засчёт отн-но большого увел-ния приёмистости малопрониц-х пропластков по сравн с высокопроницаемыми. Применение метода требует решения многих тех задач: необходимы насосы повышенной мощности; сооружение или реконструкция КНС и прокладка новых водоводов. Возможно испытание существующих КНС и водоводов, но тогда у нагн-х ск уст-ся индивидуальные дожимные установки (ПЭЦН с раб д до 30 МПа расположенные в скважинных шурфах). Необходимо также обесп-ть надёжность конструции нагн-х ск, разработать надёжные пакеры. Применение метода может явиться основой применения др-х методов: циклического заводн и т.д.

42. Методы интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Дренирование пласта необходимо осуществлять по возможности в условиях активного режима вытеснения нефти водой или газом. В задачу регулирования и управления процессом дренирования пласта входит проведение комплекса мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Методами интенсификации являются:

- повышение давления на линии нагнетания иногда до величин выше начального пластового;

- дополнительное разрезание залежи;

- совместно-раздельное нагнетание воды и отбора нефти;

- циклические способы заводнения;

- очаговое и площадное заводнение;

- снижение забойных давлений на линиях эксплуатационных скважин ниже давления насыщения;

- воздействие на слабопродуктивные пласты в многопластовых объектах;

- бурение дополнительных скважин;

- вовлечение в разработку и эксплуатацию водонефтяных зон;

- совместно-раздельная эксплуатация скважин на многопластовых месторождениях;

- применение методов, улучшающих вытесняющие свойства воды (добавки ПАВ, углекислоты, загустителей);

- термическое воздействие, закачка различных рациональных теплоносителей;

- закачка обогащенных углеводородных газов под вы­соким давлением и др.

Применение методов интенсификации добычи нефти базируется на высокопроизводительной технике эксплуатации: центробежные электронасосы, штанговые насосы, станки-качалки нового типа, насосы для закачки воды в пласт, нормальный ряд оборудования для совместно-раздельной эксплуатации и др.

43.Особенности разработки месторождений с небольшими и трудноизвлекаемыми запасами в условиях Западной Сибири.

В соответствии с существующей классификацией к трудноизвлекаемым относятся запасы обводненных объектов, зон пластов, высоковязких нефтей, низкопроницаемых коллекторов, аномально сложенных залежей нефти. Применение обычных технологий заводнения не может обеспечить достаточно высокой эффективности выработки таких запасов нефти. В целом можно выделить следующие факторы, определяющие темпы и эффективность освоения трудноизвлекаемых запасов:

• наличие технологий;

• условия для создания новых и принципиально новых технологий;

• своевременность создания и применения новых технологий;

• цена на нефть;

• стимулирующая система налоговых льгот.

Таким образом, основные этапы разработки:

1. Качественное первичное и вторичное вскрытие продуктивных пластов для сохранения коллекторских свойств в процессе бурения и освоения скважин.

2. Массовое применение ГРП, при близком расположении ВНК – ГМЩП, глубокопроникающая перфорация.

3. Разработка на высоких регрессиях и депрессиях для вовлечения в разработку всех нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью.

4. Своевременная организация системы ППД, контроль за качеством нагнетаемой воды, давление на устьях нагнетательных скважин не ниже 180 атм

5. Поэтапное разбуривание, создание самостоятельных систем заводнения на различных участках месторождения в зависимости от геологического строения. Бурение уплотняющих скважин, зарезки боковых горизонтальных стволов (БГС).

6. Мероприятия по восстановлению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин (СКО, ГКО, КОПЗ, ПГД), перестрелы, дострелы.

7. Применение физико-химических МУН на более поздних стадиях разработки месторождений – потокоотклоняющие

технологии, и т.д.