Стадии разработки залежей нефти реферат

Обновлено: 01.07.2024

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:

I - нарастающая добыча нефти;

II - стабилизация добычи нефти;

III - падающая добыча нефти;

Рекомендуемые материалы

Детализация геологической модели сложнопостроенной залежи на основе данных бурения горизонтальных скважин для повышения эффективности ее разработки

IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспе­чивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот пе­риод добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление.

Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно сни­жаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для под­держания пластового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости плас­та и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное про­дление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.

Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачивае­мой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен от­бор 80. 90 % промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот пе­риод широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.

2. Способы эксплуатации скважин.

Существуют несколько видов эксплуатации скважин:

-глубинный и другие

Под эксплуатацией добывающих скважин понимается их использование в технологических процессах подъема из пласта на поверхность продукции пласта (нефти, конденсата, газа, воды).

Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими организациями по планам геолого-технических мероприятий.

Эксплуатация скважин должна осуществляться только при наличии в них насосно-компрессорных труб. Глубина спуска и типоразмеры скважинного добывающего оборудования устанавливаются планами ввода скважин в эксплуатацию или планами проведения ремонтных работ в соответствии с технологическими и техническими расчетами по действующим нормативно-техническим документам.

Проект разработки - это комплексный документ, являющий­ся программой действий по разработке месторождения.

Исходным материалом для составления проекта является ин­формация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыща­ющих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и кон­денсата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффек­тивную пефтеиасышениую толщину пласта, эффективную пористость, коэффициент пефтепасьиценностп, плотность нефти в поверхностных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или из­влекаемые) запасы нефти, умножая величину общих геологических запасов па коэффнцнс1гг нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное про­ектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе ко­торой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяиых (газово­дяных) и газоиефтяиых контактов и др.

В холе проектирования выбирается система разработки мес­торождения, иод которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о спо­собах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации но регулированию баланса пластовой энергии в зале­жах.

Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважины па площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерно­сти двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правиль­ных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и раз­меров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пла­стовой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатации добы­вающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в за­висимости от состояния разработки залежей (положения контура газо­йли нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энер­гии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наиболь­шие коэффициенты нефтс-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах.

Природным источником сырья ( нефти, газа ) является залежь. Доступ в нее обеспечивается посредством множества скважин. При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

Добывающие скважины , имеющие фонтанное , насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным , так как характерен для вновь открытых , энергетически не истощенны месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти .

При газлифтном способе добычи в скважину для подъема нефти на поверхность подают ( или закачивают с помощью компрессоров ) сжатый ( углеводородный ) газ или крайне редко воздух, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых ( ШСН ) или погружных ( ЭЦН). На промыслах используют и другие способы эксплуатации скважин.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и внутриконтурные. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины. Конструкция этих скважин в совокупности с применяемым оборудованием должна обеспечить безопасность процесса нагнетания, соблюдение требований по охране недр. Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов ( их прерывистости ) , плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

Наблюдательные и пьезометрические скважины служат в качестве контрольных и предназначены для:

-наблюдательные для периодического наблюдения за изменением положения ВНК и ГНК , ГВК , за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;

- пьезометрические - для систематического изменения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта.

Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях ( залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С .

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды , сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов.

Водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.

Поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Скважины – дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения ( физического износа) или по техническим причинам ( в результате аварий при эксплуатации ) добывающих и нагнетательных скважин. Количество, размещение и порядок ввода скважин-дублеров по представлению нефтегазодобывающих управлений обосновывается технико-экономическими расчетами в проектах и уточненных проектах разработки и как исключение в технологических схемах с учетом возможной добычи нефти из скважин – дублеров, на многопластовых месторождениях - с учетом возможного использования вместо них скважин возвратного фонда с нижележащих объектов.

Законсервированные скважины - не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации ( независимо от их назначения ), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.

Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на скважины, находящиеся в эксплуатации ( действующие ), находящиеся в капитальном ремонте после эксплуатации и ожидании капремонта , находящиеся в обустройстве и освоении после бурения.

К находящимся в эксплуатации ( действующим ) скважинам относятся скважины, добывающие продукцию в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.

В фонде, находящихся в эксплуатации ( действующих) скважин выделяются скважины, дающие продукцию, скважины, остановленные в целях регулирования разработки или экспериментальных работ, а также скважины, находящиеся в планово- профилактическом обслуживании( простаивающие остановленные в последнем месяце отчетного периода из числа давших добычу в этом месяце ).

К находящимся в капремонте после эксплуатации относятся скважины, выбывшие из действующих, на которых на конец отчетного месяца проводились работы по ремонту. К скважинам, находящимся в ожидании капремонта, относятся скважины, которые простаивали в течение календарного месяца.

1. На сколько стадий делится разработка месторождений?

2. Что понимается под эексплуатацией добывающих скважин?

3. Что такое проект разработки?

4. От каких параметров зависит способ эксплуатации?

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — : Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.

9. Геолого-технологические исследования скважин / Л.М. Чекалин, А.С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др. — М: Недра, 1993.

10.Геолого-технологические исследования в процессе бурения. РД 39-0147716-102-87. ВНИИпромгеофизика, 1987.

При разработке нефтяного месторождения (залежи) выделяют несколько временных стадий. Перваястадия – освоение эксплуатационного объекта; она характеризуется ростом текущей добычи нефти до максимального уровня, увеличением действующего фонда скважин (до 0,6–0,8 от максимального); снижением пластового давления, незначительной обводненностью добываемой продукции. Продолжительность стадии – до 4–5 лет. Резкий перелом кривой текущих отборов нефти в сторону ее выполаживания (выравнивания) свидетельствует об окончании первой стадии. Коэффициент извлечения нефти на первой стадии может достигать 10 %.

Начало третьейстадии соответствует существенному росту темпа снижения текущей добычи нефти при росте обводненности продукции скважин, достигающей к концу стадии 75…85 %. В полном объёме функционирует система поддержания пластового давления. Добывающий фонд скважин уменьшается из-за перевода части скважин в нагнетательный фонд и вывода добывающих скважин из эксплуатации по причине их высокой обводненённости или неудовлетворительного технического состояния. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Продолжительность стадии достигает 10–15 лет и более, коэффициент нефтеизвлечения увеличивается до 10…20 % при высоковязкой и 40…50 % – при маловязкой нефти.

Четвертая (завершающая) стадия характеризуется медленным темпом снижения текущих отборов нефти (темп отбора около 1 % в год от начальных извлекаемых запасов – НИЗ), высокой обводненностью (более 80 %) и медленным ростом ее во времени, существенным уменьшением фонда действующих скважин; продолжительность стадии относительно велика и сопоставима с продолжительностью первых трех стадий, достигая 20 и более лет; отключение добывающих скважин происходит при 98–99 %-ной обводненности; нефтеотдача при эффективной разработке залежей достигает проектной или приближается к ней (обычно скорректированной на заключительных стадиях по величине НИЗ и коэффициенту нефтеотдачи); в течение четвертой стадии из залежей добывают до 15…25 % извлекаемых запасов нефти.

Примерная характеристика показателей разработки приведена в табл. 3.1.

График разработки нефтяного месторождения показан на рис. 3.5, где можно выделить окончание первой стадии – 1975 г., второй стадии – 1977 г., третьей – 1984–1985 гг. и остальное время – четвёртая стадия.


Рис. 3.5. График разработки Падунского нефтяного месторождения

Примерная характеристика показателей разработки
нефтяного месторождения на конец стадии

Приведенные при описании стадий значения показателей (темпы добычи нефти, коэффициенты нефтеизвлечения и др.) могут существенно изменяться при разработке трещиновато-кавернозных и трещиновато-пористых пластов.

3.10. Понятие о рациональной системе
разработки залежей нефти

Рациональной системой разработки называется такая система, которая обеспечивает максимальные значения уровней добычи нефти и коэффициента нефтеизвлечения при минимальных (оптимальных) материальных, трудовых и финансовых затратах. При заданной добыче нефти по залежи одна какая-то система не может обеспечить минимальные народно-хозяйственные издержки на единицу добычи нефти при возможно более полном использовании промышленных запасов нефти. Большое значение имеют данные исследования по взаимодействию скважин. От правильного решения вопроса о взаимодействии скважин зависит выбор рациональной системы разработки.

Определяется такая система совокупностью многих факторов: системой размещения и плотностью сетки скважин; взаимным расположением нагнетательных и добывающих скважин; расстоянием между скважинами и рядами; уровнями добычи нефти и жидкости; текущим и конечным коэффициентами нефтеотдачи; темпами разработки; текущей и предельной обводнённостью продукции; выводом скважин из эксплуатации и переносом фронта нагнетания воды; вводом и расположением резервных скважин; режимами работы залежи и способами эксплуатации скважин, регулированием процесса разработки, применением методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов.

Рациональная система разработки должна обеспечивать возможность длительной эксплуатации обводнённых скважин с различными дебитами на разных этапах обводнения и с проведением всего цикла работ с обводнёнными скважинами. Каждый участок залежи должны разрабатывать и извлекать запасы теми скважинами, которые на нем расположены. Перенос фронта нагнетания возможен, но только после полного завершения разработки обводняющейся части залежи. Форсированный отбор жидкости из неоднородных пластов должен проводиться в основном скважинами того участка, на котором они расположены.

К условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относятся:

а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выборочную отработку запасов;

б) минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающий возможные смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной;

в) заданные давления на линии нагнетания или на устье нагнетательных скважин;

г) предусмотренные проектным документом способы эксплуатации скважин;

д) запроектированные мероприятия по регулированию разработки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т.п.);

е) допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов);

ж) допустимые дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок);

з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт).

3.11. Характеристики вытеснения нефти,
их сущность и практическое значение

Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды. Экстраполяция этих зависимостей на перспективу позволяет рассчитывать ожидаемые технологические показатели разработки по отбору нефти и жидкости, технологическую эффективность различных геолого-технических мероприятий на скважинах, а также вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти. По своей сущности характеристики вытеснения представляют собой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построенные по промысловым, то есть фактическим данным.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения, являются: ограничение минимумом исходной геолого-физической информации для выбора способа прогноза; обработка фактического материала эксплуатации залежей; интегральный учёт геолого-физических характеристик и некоторых технологических особенностей разработки; простота примененияданного метода прогноза. Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, т.е. без предварительного значения балансовых запасов нефти и проектного КИН, определение которых в отдельных случаях затруднено.

Существует большое количество видов характеристик вытеснения. Это связано с необходимостью получения характеристик полностью или частично линейного вида, с тем чтобы облегчить процедуру их экстраполяции на перспективный период, поскольку именно методом экстраполяции определяются прогнозные показатели разработки. Обилие характеристик вытеснения объясняется ещё и тем, что каждая из них даёт различные результаты (в частности, например, при расчёте остаточных извлекаемых запасов нефти) и для получения более или менее надёжных прогнозных их необходимо рассчитать по нескольким характеристикам, а затем принять осреднённые величины.Наиболее широкое распространение получили следующие характеристики вытеснения:


Камбаров Г.С. –


Пирвердян А.М. –

Сазонов Б.Ф. –


Максимов М.И. –


Назаров С.Н. –


Говоров А.М. –


Казаков А.А. –


Сыпачев Н.В. –


Гусейнов Г.П. –


Шафран В.М. –


Копытов А.В. –

Здесь t – время с начала разработки, годы, мес., сут.;


Форест А., Гарб Ф.А., Циммерман Э.Х. –


Мовмыга Г.Г. –


Вашуркин А.И. –

3.12. Контроль за текущей разработкой
нефтяных месторождений

В процессе разработки пластовое давление, а вместе с ним и общая добыча нефти изменяется. Задачами контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений являются: выполнение утверждённых технологических режимов работы скважин (депрессия, отбор нефти и нефтяного газа, давление на забое и устье скважины и др.); обеспечение равномерного продвижения контуров водоносности; обоснование методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин; бурение новых скважин; перенос фронта нагнетания агента, организация очагового и избирательного заводнения; регулирование и изменение отборов жидкости по отдельным скважинам или группам скважин, другие мероприятия с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи.

За перераспределением давления в пласте наиболее просто наблюдать по картам изобар, составленным на различные даты. Пластовое давление в отдельных скважинах определяется их расстановкой и распределением дебитов по скважинам. Для получения более полноценной карты изобар из большого числа эксплуатируемых скважин выбирают группу опорных скважин, в которых обязательно раз в квартал проводится замер пластового давления, результаты замеров используются для составления карты. Кроме того, выделяют специальные скважины – пьезометрические. Обычно это скважины из числа разведочных, попавших в законтурную (водяную) часть пласта или в газовую шапку, а также из числа обводнившихся нефтяных скважин. Среднее давление по пласту может быть определено как среднеарифметическое или средневзвешенное по площади по данным замеров отдельных скважин. Пьезометрические скважины позволяют уточнить не только карту изобар, но и получить данные для суждения о некоторых свойствах пласта в законтурной области.

Контроль за изменением дебитов нефти, жидкости и содержанием воды в продукции является основной задачей и осуществляется с самого начала развития нефтедобывающей промышленности. Важное значение имеет и наблюдение за изменением газового фактора, особенно при разработке нефтегазовых залежей и нефтяных залежей, эксплуатируемых в условиях режима растворенного газа. Правильное заключение о состоянии разработки залежей немыслимо без систематических исследований скважин на приток жидкости в условиях установившихся и неустановившихся отборов (метод восстановления давления).

Для более точного регулирования закачки воды необходимо знать количество отбираемой и закачиваемой в каждый пласт жидкости раздельно. В добывающих скважинах количество добываемой жидкости можно установить с помощью специального прибора – глубинного дебитомера. В нагнетательных скважинах количество поглощенной каждым пропластком воды определяют глубинным расходомерами. Позднее составляются профили приёмистости или отдачи соответственно по нагнетательным и добывающим скважинам. Для выяснения точного местоположения поглощающих пластов можно применять метод изотопов. При этом способе в скважину закачивают порцию воды, в которую добавляют радиоактивный изотоп. Затем с помощью радиокаротажа определяют местоположение пластов, поглотивших радиоактивные изотопы.

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:

I - нарастающая добыча нефти;

II - стабилизация добычи нефти;

III - падающая добыча нефти;

IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадиинарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот период добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление.

Вторая стадия- стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться.

Увеличение добычи нефти достигается:

1) сгущением сетки скважин;

2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления;

3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное продление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.

Третья стадия- падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80 . . . 90% промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия- поздняя стадия эксплуатации залежи - характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор, пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.

Регулирование процесса разработки.

Регулирование процесса разработки месторождений (залежей)

Под регулированием процесса разработки месторождений (залежей) нефти и газа следует понимать целенаправленное поддержание и изменение условий разработки их в рамках принятых проектных решений.

К условиям, которые определяют рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды относятся:

- Разбуривания месторождений по сетке скважин, которая учитывает фактическое распределение емкостно-фильтрационных характеристик коллекторов в пределах залежи;

- Допустимый уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающего смятия колонн, Нарушение сплошности цементного камня за эксплуатационной колонной;

- Оптимальные давления на линии нагнетания рабочих агентов или на устье нагнетательных скважин;

- Предусмотрены проектным документом способы эксплуатации скважин;

- Запроектированы меры для регулирования разработки (отключение високообвод-тых или с высокойим газовым фактором скважин (пластов), перенос фронта нагнетания, нестационарный влияние и т.д.);

- Допустимая скорость фильтрации в присвердловинний зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов, Прорыва витиснювальних агентов к забоев эксплуатационных скважин за трещины составляющую коллекторов);

- Допустимые (предельные) дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок, накопление жидкости на забое, Разработки порово-трещинного коллектора);

- Допустимый (предельный) максимальный газовый фактор скважин (в условиях газовой или газоводяного репрессии на пласт);

- Допустимое снижение пластового давления в залежах, где осуществляется частичный сайклинг-процесс.

К основным методам и мер регулирования разработки относятся:

- Изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, газа, отключение високообводнених скважин, скважин с прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, Периодическая смена отбора флюидов из скважин);

- Изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, расхода реагентов, повышение давления нагнетания и прочее);




- Увеличение гидрогазодинамических совершенства скважин (дополнительная перфорация, Различные методы воздействия на присвердловинну зону пласта и др.);

- Изоляция или ограничение притока сопутствующей пластовой воды в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т.д.);

- Выравнивание профиля притока жидкости, газа, Поглощение рабочих агентов (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, Загущенной воды и прочее);

- Одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка рабочих агентов;

- Изменение направлений фильтрационных потоков;

- Очаговое закачки рабочих агентов;

- Перенос фронта нагнетания;

- Бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.

Комплекс рекомендуемых мер с целью регулирования процесса разработки должна проводиться с применением оборудования и методов контроля, которые позволяют проводить оценку их эффективности, и уточняется в авторском надзоре.

Планирование (составление планов геолого-технических и организационных мероприятий) и реализация методов и мероприятий с целью регулирования процесса разработки осуществляются недропользователем с учетом рекомендаций научно-исследовательских организаций (авторов технологических проектных документов).

Комплекс мероприятий, связанных с регулированием процесса разработки и оценка его эффективности, осуществляется нефтегазодобывающими предприятиями после их утверждения в установленном порядке.

Отчет о проведенных мероприятиях, связанных с регулированием процесса разработки и их эффективность, составляется ежегодно нефтегазодобывающими предприятиями и, в виде отдельного раздела, включается в годовой геолого-технологический отчет нефтегазодобывающего предприятия.

Обобщение и анализ проводимых мероприятий, оценка технологического и экономического эффекта осуществляется научно-исследовательскими и другими организациями при выполнении авторского надзора за внедрением технологических проектных документов и приводится в отчетах об этой научно-исследовательскую работу.

С целью повышения эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей допускается краткосрочное (до 3 месяцев) проведение промышленных экспериментов по предложению научно-исследовательских институтов и согласованию с органами исполнительной власти, В компетенцию которых входят вопросы надзора за охраной труда и нефтегазодобывающих предприятий.

Задачи охраны недр.

· Охрана окружающей среды - земной поверхности в районах бурения и разработки нефтяных месторождений, включая восстановление (рекультивацию) земель, мероприятия по предотвращению загрязнения почв, водоемов, атмосферы.

Охрана недр и окружающей среды — это комплекс требований и научно-технических мероприятий в процессе геологического изучения недр и добычи полезных ископаемых, направленных на рациональное изучение и комплексное использование недр, предотвращение потерь полезных ископаемых и исключения отрицательного воздействия на окружающую среду (поверхностные и подземные воды, почвы, леса и воздушный бассейн).

1) соблюдение установленного законодательством порядка предоставления недр в пользование и недопущение самовольного пользования недрами;

2) обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр;

3) проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр, предоставленного в пользование в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;

4) проведение государственной экспертизы и государственного учета запасов полезных ископаемых, а также участков недр, используемых в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;

5) обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

6) достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах

запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

7) охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество

полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

8) предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов,

захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод;

9) соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предприятий по добыче полезных ископаемых и подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых;

10) предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях;

11) предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого или промышленного водоснабжения.

Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:

I стадия - нарастающая добыча нефти;

II стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и ее стабилизация;

III стадия - падающая добыча нефти;

IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.

На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважинах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабилизация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удержание его. Этот период может быть 4—5 лет. Разработчики недр принимают меры, чтобы как можно дольше удержать максимальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхода на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздействия) для поддержания пластового давления, проведения раз-личных геолого-технических мероприятий как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей производительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. Ш стадия - падающая добыча нефти. В этот период снижение дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста обводненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры, по снижению темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же мерами что и на II стадии. С учетом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. На основе анализа полученных промысловых исследований большое внимание уделяется приобщению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравлических разрывов, щелевой резке, обработке скважин оксидатом и т.д. IV стадия разработки месторождения является завершающей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравнительно долго - до рентабельности разработки месторождения.

Читайте также: