2. Технологии 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.

Билет №30

1. Технологии освоения нагнетательных скважин.

Под освоением нагнетательной скважины подразумевается комплекс мероприятий нацеленных на очистку забоя скважины и ПЗП и получение коэффициента приемистости, соответствующего естественной проницаемости пласта.

Процесс освоения под нагнетание для скважин, пробуренных в НЗ и ВЗ различен. Скважины, пробуренные в НЗ, сначала интенсивно отрабатываются на нефть 1-2 года и только после этого переводятся под нагнетание. При этом проводится интенсивная промывка скважины горячей водой или нефтью для удаления АСПО. Перевод скважин в нагнетательном ряду осуществляется через одну. Пропущенные скважины осваиваются под нагнетание после их обводнения.

Освоение скважин в ВЗ начинается только после тщательной промывки до достижения КВЧ в выходящем потоке 3-5 мг/л. По трудности освоения можно выделить 3 группы скважин. В зависимости от этого различаются и методы освоения.

1. Пробуренные в монолитных высокопроницаемых песчаниках. В таких скважинах нагнетание осуществляется непосредственно после промывки без дополнительных мероприятий. Скважины характеризуются устойчиво высокими коэффициентами приемистости.

2. … в слоистом пласте пониженной проницаемости. Осуществляется интенсивный дренаж скважины различными методами (поршневание, ЭЦН, компрессорным способом и т.д.) до стабилизации КВЧ. Возможно проведение СКО//ГРП, при нагнетании – использование повышенных давлений закачки для поддержания трещин в раскрытом состоянии. Такие скважины характеризуются невысокими и нестабильными коэффициентами приемистости.

3. … тонкое чередование прослоев коллектора и неколлектора. Освоение требует применения самых эффективных методов воздействия на ПЗП, как, например, поинтервального гидроразрыва пласта, кислотных обработок и очень больших давлений нагнетания, соизмеримых с горным. Приемистость скважин III группы может быстро затухать в течение 2 - 3 месяцев. Необходим жесткий контроль качества нагнетаемой воды.