ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 357
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);
- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 - 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);
отбором за период стадии 10 - 20% балансовых запасов нефти.
Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 - 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.
-
Технологии выработки остаточных запасов нефти.
На сегодняшний день особо актуальны задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.
По типу рабочих агентов классификация известных методов увеличения нефтеотдачи пластов выглядит следующим образом:
1. Тепловые методы:
• паротепловое воздействие на пласт;
• внутрипластовое горение;
• вытеснение нефти горячей водой;
• пароциклические обработки скважин.
2. Газовые методы:
• закачка воздуха в пласт;
• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);
• воздействие на пласт двуокисью углерода;
• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
3. Химические методы:
• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);
• вытеснение нефти растворами полимеров;
• вытеснение нефти щелочными растворами;
• вытеснение нефти кислотами;
• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);
• микробиологическое воздействие.
4. Гидродинамические методы:
• интегрированные технологии;
• вовлечение в разработку недренируемых запасов;
• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
• нестационарное (циклическое) заводнение;
• форсированный отбор жидкости;
• ступенчато-термальное заводнение.
5. Группа комбинированных методов.
С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.
6. Методы увеличения дебита скважин.
Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта.
К наиболее часто применяемым физическим методам относятся:
• гидроразрыв пласта;
• горизонтальные скважины;
• электромагнитное воздействие;
• волновое воздействие на пласт;
• другие аналогичные методы.
-
Тепловые МУН
Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.
-
Газовые МУН
Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).
-
Химические МУН
Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.
Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью
-
Гидродинамические МУН.
Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости.
Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин
-
Технологии разработки месторождений при АНПД и АВПД.
АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ — давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального (гидростатического).
Пластовые давления, превышающие гидростатическое, т.е. давление столба пресной воды (плотностью 103 кг/м3), по высоте равного глубине пласта в точке замера, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического — аномально низкими (АНПД).
Аномально пластовое давление существует в изолированных системах. Основными причинами образования аномально пластового давления считают уплотнение глинистых пород, процессы осмоса, катагенетического преобразования пород и содержащегося в них органического вещества, процессы тектогенеза и геотермические условия земных недр. по-видимому, является температурный фактор, т.к. коэффициент теплового расширения различных флюидов, заключённых в изолированном объёме пород, значительно больше, чем у минеральных компонентов горных породах.
Более часто встречается АВПД, особенно они широко развиты на больших глубинах (более 4 км). Обычно АВПД превышают гидростатическое давление в 1,3-1,8 раза, значительно реже в 2,0- 2,2; при этом они обычно не достигают значений геостатического давления, оказываемого весом вышележащих пород. АВПД встречаются в CCCP в Волго-Уральском, Южно-Каспийском, Днепровско-Донецком, Западно-Сибирском, Афгано-Таджикском, Северо-Предкарпатском и других нефтегазоносных бассейнах; за рубежом — в бассейнах Персидского и Мексиканского заливов, Caxapo-Восточно-Средиземноморском, Центрально-Европейском и др. АНПД могут быть вызваны искусственно при добыче нефти, газа и воды, если не происходит восполнение отбираемых из пласта флюидов. Поверхностный признак такого снижения давления — проседание земной поверхности. АНПД зафиксированы в CCCP в Северо-Предкарпатском, Днепровско-Донецком, Северо-Причерноморском, Иркутском и других нефтегазоносных бассейнах, за рубежом известны в бассейнах Сан-Хуан, Предаппалачском, Денвер и др.
Наличие АВПД благоприятно сказывается на коллекторских свойствах вмещающих пород, увеличивает время естественной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений без применения дорогостоящих вторичных методов, повышает удельные запасы газа и дебиты скважин, является благоприятным в отношении сохранности скоплений углеводородов, свидетельствует о наличии в нефтегазоносных бассейнах изолированных участков и зон. Зоны АВПД, развитые на больших глубинах, особенно там, где они пользуются региональным распространением, содержат значительные ресурсы метана, который находится в растворённом состоянии в перегретой (до 150-200°С) воде. Метан можно извлекать, а также использовать гидравлическую и тепловую энергию воды. С другой стороны, АВПД являются источником аварий в процессе бурения. Неожиданное вскрытие зон АВПД — причина многих осложнений, ликвидация которых приводит к большим материальным затратам. При бурении в зонах АВПД буровой раствор для предупреждения выбросов из скважин утяжеляют. Но такой раствор могут поглощать пласты с гидростатическим давлением и АНПД. Поэтому перед вскрытием пород с АВПД вышезалегающие поглощающие пласты перекрывают колонной. Если распределение давления в породах по глубине известно, то можно выбрать оптимальную конструкцию скважины, технологию бурения и цементирования и предупредить возможные осложнения и аварии. Наличие зон АВПД значительно увеличивает стоимость скважин. Для прогнозирования АВПД используются в основном сейсморазведка, данные бурения и различные виды каротажа (электрический, акустический, гамма-каротаж, нейтронный и др.).
-
Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.
Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:
- оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;
- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совер¬шенствованию.
Контроль включает в себя следующие методы:
1.Промысловые методы контроля (контроль за динамикой дебитов, фонда скважин, текущими показателями, процессами обводнения скважин, за темпом разрботки, стадийностью разработки, за накопленными показателями, накопленной компенсацией, эфф-тью ГТМ, текущей нефтеотдачи
2.Геофизические (за работающими интервалами, за источниками обводнения, тех.состоянием скважин, качеством цементнго камня, за интервалами обводнения, за начальной и текущей нефтенасыщенностями, за распределением коллекторов в объеме объекта разработки, за эфф-тью ГТМ)
3.Гидродинамические (за самоочисткой ПЗП, за динамикой к-тов продуктивности, за распределением Кпр по площади разбуренного ОР, за динамикой Кпр при различных ОПЗ)
4.Физико-химические (определение источников обводнения, контроль за проведением трассерных исследований – закачка красителей, за работой пластов в едином фильтре методами фотоколориметрии нефтей – по к-ту 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.