К разновидности закачки полимеров относится закачка эфиров целлюлозы (ОЭЦ, МЦ, ММЦ). Силами структур объединения «Татнефть» было закачано 727 т целлюлозы. Уд. эффективность – 427 т/т. На ранней стадии ЭЦ можно закачивать без сшивателя, а на поздней – сшиватель требуется.

13.Понятие о науке РНМ и её связь со смеж­ными дисциплинами. Краткая ис­тория развития теории и практики РНМ.

Решающую роль в создании разработки нефтяных месторожде­ний как самостоятельной области науки и учебной дисциплины сыграла основополагающая работа А. П. Крылова, М. М. Глогов­ского, М. Ф. Мирчинка, Н. М. Николаевского и И. А. Чарного

Разработка нефтяных месторождений — интенсивно разви­вающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использова­нием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера проте­кающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных ЭВМ.

Разработка нефтяных месторождений как учебная дисциплина принадлежит к категории инженерных дисциплин. Во всех разде­лах данного курса используются математические методы. Разра­ботка нефтяных месторождений — одна из наиболее насыщенных математическими методами инженерных дисциплин

В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно ис­пользуют многие важные положения геологии, геофизики, физики пласта, подземной гидрогазомеханики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем добычи нефти, экономики и планирования.

Первая скважина на территории нашей страны была пробурена ударным способом в 1864 г. в долине р. Кудако на Кубани русским предпринимателем А.Н.Новосильцевым. В 1871г. пробурили механическим способом скважину в Бакинском районе. С 70—80-х гг. XIX и особенно с начала XX в. быстро развивается механиче­ское бурение скважин и происходит интенсивное увеличение добычи нефти в России.

Однако, несмотря на бурный рост числа разведочных и добы­вающих нефть скважин и объема добычи нефти, выработка недр в начале XX в. осуществлялась путем нерегулируемой разработки месторождений на естественных режимах. В те годы еще не существовало научных основ добычи нефти.

Конец 40-х и 50-е гг. ознаменовались резким ростом числа ис­следований в области разработки нефтяных месторождений, развитием новых направлений в этой области. Было значительно продвинуто вперед решение проблемы разработки нефтяных месторождений при смешанных режимах — водонапорном и растворенного газа.

В 50-е гг. возникли и стали развиваться новые модели нефтя­ных пластов (трещиноватых и трещиновато-пористых), а также методы анализа и регулирования разработки нефтяных месторож­дений.

В конце 50-х и в начале 60-х гг. начали исследовать глубокоза­легающие нефтяные месторождения, разрабатываемые в условиях сильной, в ряде случаев неупругой деформации горных пород. В это же время заводнение стало в России основным методом воздействия на нефтяные пласты. Однако в эти же годы стало ясным, что таким способом нельзя полностью решить проблему максимального извлечения нефти из недр, особенно при разработке высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

Расчет сложных процессов разработки нефтяных месторожде­ний потребовал учета не только многофазности потоков в пластах, но и их многокомпонентности, фазовых переходов, изменчивости свойств фильтрующихся в пластах веществ, т. е. использования теории многофазной многокомпонентной фильтрации.

Разработка нефтяных месторождений — самостоятельная ком­плексная область науки и инженерная дисциплина, имеющая свои специальные разделы, связанные с учением о системах и техноло­гиях разработки месторождений, планированием и реализацией основного принципа разработки, проектированием и регулирова­нием разработки месторождений.

14.Объект разработки. Выделение объектов разработки.

Объект разработки — это искусственно выделенное в преде­лах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

Рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез кото­рого показан на рисунке 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разра­ботки (объект 1), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект П).

Рис. 1: Разрез многопластового нефтяного месторождения

Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабатывать с примене­нием обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти паром, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения.

Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существен­ное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработки.

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возврат­ный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуа­тирующими в этот период другой объект.

На выделение объектов разработки влияют следую­щие факторы.

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.

2. Физико-химические свойства нефти и газа.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторож­дений.

15.Классификация и хар-ка систем разра­ботки и условия их применения

Системой разработки нефтяного месторождения называют совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяю­щих объекты разработки; последовательность и темп их разбури­вания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположе­ние нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Однако на практике системы разработки нефтяных месторож­дений различают по двум наиболее характерным признакам:

1. наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлече­ния нефти из недр;

2. расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки неф­тяных месторождений. Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S_С, равный площади нефте­носности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если пло­щадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то:

S_с = S/n, [м²/скв]

В ряде случаев используют параметр S_СД, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А. П. Крылова N_KP, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:

N_KP = N/n, [т/скв]

3. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

 = n_н/n_д.

4. Параметр, _р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на ме­сторождении к общему числу скважин. Если число скважин основного фонда на место­рождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то

_р = n_р/n.

1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­ты: равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 1) или трех­точечной (рис. 2) сетке.

Рис. 1. Расположение скважин по четырехточечной сетке:

1  условный контур нефте­носности; 2  добывающие сква­жины.

Рис. 2. Расположение скважин по трехточечной сетке:

1  условный контур нефтеносности; 2  добывающие сква­жины.

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

1. Законтурное заводнение. Применяется в пластах с хорошей ГД-связью между законтурными и нефтяными скважинами; Нефть вытесняется оторочкой пластовой воды.

2. Внутриконтурное заводнение. Нагн. скв. размещаются внутри контура нефтеносности. Прим-ся при больших размерах залежи или плохой ГД-связи.

3. блоковое заводнение (для крупных месторождений). Месторождение разбивается на площади. Площади разбиваются рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки. Эта система позволяет применять перенос нагнетания в другие скважины и изменять направления фильтрационных потоков.

4. очаговое заводнение (скважины для нагнетания выбираются с высоким К_прод

5. площадное заводнение. Исп-ся в следующих вариантах:

• с самого начала разработки месторождения;

• как вторичный метод разработки месторождения.

16.Виды пластовой энергии. Режимы ра­боты пластов

Виды пластовой энергии:

1. напор подошвенных и краевых вод;

2. энергия сжатых газов газовой шапки;

3. энергия упругости сжатых горных пород и жидкостей;

4. капиллярные силы/давления;

5. силы гравитации;

6. энергия вытесняющих агентов.

Энергии этих видов могут проявляться в залежи совместно, а энергия упругости наблюдается всегда. В нефтегазовых залежах в присводовой части активную роль играет энергия газовой шапки, а в приконтурных зонах — энергия напора или упругости пластовой воды.

Режимом работы залежи называется проявление преобладаю­щего вида пластовой энергии в процессе разработки.

По преобладающему виду энергии различают следующие ре­жимы работы нефтяных залежей:

1. замкнуто-упругий – нефть выделяется из скелета горной породы при снижении давления и проявления упругих сил если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута);

2. упруго-водонапорный – возникает в пласте с обширными водоносными областями, имеющими большие запасы пластовой энергии при литологической или тектонической незамкнутости залежи.

3. искусственно-водонапорный – проявляется, когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и по­ступлением в пласт краевых или подошвенных вод при пласто­вых термодинамических условиях.

4. растворенного газа – обусловлен проявлением энергии расшире­ния растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения, что сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширя­ясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.

5. газонапорный – газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазокон­денсатной).

6. гравитационный – начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились.

7. смешанный – режим, при котором возможно одновременное проявление энергий растворенного газа, упругости и напора воды.

Такое деление на режимы в «чистом виде» весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы.

17.Технология и показатели РНМ.

Технологией разработки нефтяных месторождений называ­ется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К общим показателям, присущим всем технологиям разработки можно отнести следующие:

1. текущая годовая добыча нефти и жидкости;

2. начальные балансовые запасы (НБЗ):

где: К – пересчётный коэффициент;

S_н – нефтенасыщенность;

3. начальные извлекаемые запасы (НИЗ):

где:  – коэф-т нефтеизвлечения;

4. темп отбора:

Максимальный темп – 4-5%.

5. накопленный отбор нефти и накопленный отбор нефти от НИЗ указывают на стадию разработки месторождения;

6. текущий КИН:

7. газовый фактор;

8. компенсация отбора жидкости закачкой:

9. водонефтяной фактор

10. текущая обводнённость добываемой продукции;

11. действующий фонд скважин;

12. среднесуточный дебит одной скважины по нефти;

13. распределение давления и температуры в пласте (в виде карт);

14. давления нагнетания для нагн. скв. и забойные давления для добывающих скважин;

15. распределение скважин по способам эксплуатации.

18. Ввод месторождения в разработку. Ста­дии РНМ.

Мест-е вводится в разработку не сразу, а постепенно согласно плану (ковру) бурения. При этом темп ввода месторож­дения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количест­венной оценки влияния этого темпа будем считать, что за проме­жуток времени  в разработку вводится некоторое число элемен­тов системы n_э. Если в элементе извлекаемые за­пасы нефти равны N_э, а число скважин n_э, то параметр А. П. Крылова для одного элемента составит:

N_{э кр} = N_э / n_э.

Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через (). Имеем:

() = n_э / .

Получим:

N_э = N_{э кр} n_э = N_{э кр} ().

Введем понятие о темпе разработки элемента z_э(t), равном от­ношению текущей добычи нефти из скважин элемента к из­влекаемым запасам нефти в данном элементе, так что:

Z_э() = q_{н э} ()/N_э.

Темп разработки элемента изменяется во времени. Если за мо­мент  к некоторому моменту времени t в разработку было введено n_э элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:

q_н = N_эz_э (t - ) = N_{э кр} () z_э (t - )

В формуле темп разработки элемента z_э берется средним за промежуток времени t - . Для того чтобы определить добы­чу нефти из месторождения в целом к некоторому моменту вре­мени t, необходимо в формуле рассматривать ее измене­ние за бесконечно малый отрезок времени d, а затем перейти к интегралу в пределах от  = 0 до  = t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t опреде­лится следующим образом:

.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает макси­мального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть.