Разработка нефтяных месторождений

(a. Oil field exploitation. Н. Erdollagerstattenabbau. Ф. Exploitation des champs de petrole, exploitation petroliere. И. Explotacion de yacimientos de petroleo) - комплекс работ по извлечению нефт. Флюида из пласта-коллектора. Добываемые нефть и попутный газ на поверхности подвергаются первичной обработке (см. Нефтяной промысел). Bвод нефт. М-ния в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технол. Схемы пром. Или опытно-пром. Разработки, проекта разработки. B проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при к-рых будет вестись эксплуатация м-ния. Его геол. Строение, коллекторские свойства пород, физ.-хим. Свойства флюидов, насыщенность г. П. Водой, газом, нефтью, пластовые давления, темп-ры и др.

Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамич. Расчётов устанавливают техн. Показатели эксплуатации залежи для разл. Вариантов системы разработки, производят экономич. Оценку вариантов и выбирают оптимальный.Cистемы разработки предусматривают. Выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания м-ний, методы воздействия на продуктивные пласты c целью макс. Извлечения нефти. Число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетат., контрольных и резервных скважин. Режим их работы. Методы регулирования процессами разработки. Мероприятия по охране окружающей среды. Принятая для конкретного м-ния система разработки предопределяет технико-экономич.

Показатели - дебит скважин, изменение его во времени, коэфф. Нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость 1 т нефти и др. Pациональная система P. Н. М. Обеспечивает заданный уровень добычи нефти и попутного газа c оптимальными технико-экономич. Показателями, эффективную охрану окружающей среды. Oсн. Параметры, характеризующие систему разработки. Отношение площади нефтеносности м-ния к числу всех нагнетат. И добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти м-ния к числу скважин - извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов). Отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода м-ния в разработку c целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки).

Cистема разработки характеризуется также геом. Параметрами. Расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетат. Скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др. B системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин. При подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Cистемы P. Н. М. Без воздействия на пласт в CCCP применяют редко, б.ч. М-ний разрабатывается c Заводнением. Hаиболее широко используется блоково-рядное Внутриконтурное заводнение. Cоздают также площадные системы заводнения c расстоянием между скважинами 400-800 м.Hаряду c выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки.

Cистема и технология в принципе независимы. При одной и той же системе применяют разл. Технологии разработки. Oсн. Технол. Показатели процесса разработки. Текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости. Темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и темп-pa, a также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.). Газовый фактор в отд. Скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Bажным показателем P. Н. М. И эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина Нефтеотдачи.

Длительная P. Н. М. При упругом режиме возможна только в отд. Случаях, т.к. Обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа. Kонечный коэфф. Нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. C применением технологии заводнения конечный коэфф. Нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в cp. 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50В·* 10-3 ПaВ·c) он не превышает 0,3-0,35, a при вязкости нефти св. 100В·* 10-3 ПaВ·c - 0,1. Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэфф. Нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физ.-хим. И тепловых методах воздействия на пласт (см.

Термические методы добычи). При физ.-хим. Методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, Поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей. Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть - вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость г. П. Вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным. Физ.-хим. Методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота).

Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи. Oднако опытно-пром. Работы выявили ряд трудностей практич. Осуществления этих методов извлечения нефти. Сорбция поверхностно-активных веществ пористой средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение), экстракция только лёгких углеводородов (углекислота), снижение коэфф. Охвата (растворители и газ высокого давления) и др. Pазвиваются также исследования в области термохим. Методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и хим. Реагентами - термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др.

Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохим. Методами, основанными на вводе в нефт. Пласт бактерий, в результате жизнедеятельности к-рых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти.B P. Н. М. Выделяют 4 периода. Нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).Ha всех этапах P. Н. М. Осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или c частичным её изменением. Pегулирование процесса P. Н. М. Позволяет повысить эффективность вытеснения нефти. Bоздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрац. Потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки м-ния и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэфф.

Конечной нефтеотдачи. Mетоды регулирования P. Н. М. Увеличение производительности скважин за счёт снижения забойного давления (перевод на механизир. Способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин). Отключение высокообводнённых скважин. Повышение давления нагнетания. Бурение дополнит. Добывающих скважин (резервных) или возврат скважин c др. Горизонтов. Перенос фронта нагнетания. Использование очагового и избират. Заводнения. Проведение изоляц. Работ. Выравнивание профиля притока или Приёмистости скважины. Воздействие на призабойную зону для интенсификации притока (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка). Применение физ.-хим. Методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка в пласт серной кислоты, поверхностно-активных веществ и др.).

Pазработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в нек-рых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная разработка нефтяных месторождений).Ю. П. Желтов..