Инновационное проектирование разработки нефтяных месторождений с. Инновационное проектирование разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
 Скачать 0.56 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ М. С. ГУЦЕРИЕВА Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Реферат по дисциплине: «Управление продуктивностью скважин и интенсификация добычи нефти» на тему: «Инновационное проектирование разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» Выполнил ст. гр.ВУсБ-21.03.01-35 Насретдинов Н.Р. Проверил Борхович С. Ю. доцент, к.т.н, заведующий кафедрой РЭНГМ Ижевск, 2022 
Введение В России имеются миллиарды тонн трудноизвлекаемых запасов нефти, уже разведанных, но еще не введенных в промышленную разработку. Главный признак трудноизвлекаемых запасов нефти - экономическая неэффективность их извлечения при применяемой привычной стандартной технологии. Другой существенный признак - скважины, пробуренные на такие нефтяные пласты, обладают крайне низкими коэффициентами продуктивности. Нынешний период стал как бы сосредоточением накопившихся в предыдущие годы негативных тенденций, часть из которых является следствием естественных горно-геологических и технологических закономерностей, но большая часть, безусловно, связана с неудовлетворительным руководством этой важной отраслью народного хозяйства. Эти тенденции раньше всего проявляются в радикальном изменении структуры запасов нефти. Уже более 55 % запасов относятся к категории трудноизвлекаемых, требуют разработки новых технологий и оборудования, крупных финансовых и трудовых затрат. Ухудшение качества запасов вызвало снижение средних дебитов новых скважин. Только за последние 10-15 лет средние дебиты снизились по разным районам в 2-4 раза. Теперь для создания равных нефтедобывающих мощностей необходимо бурить вместо одной до 4-х скважин. А если учесть, что в период бурного “реформирования" было сокращено более половины буровых бригад, становится понятным снижение возможностей по созданию новых мощностей. Выход из создавшегося положения специалисты и ученые ОАО РИТЭК (Российская инновационная топливно-энергетическая компания) видят в возможностях технического прогресса, развитии инновационной деятельности. Проведенные расчеты и оценки позволяют утверждать, что использование уже известных и частично освоенных новых технологий и оборудования позволяет примерно наполовину сократить потребные на перспективу инвестиции. Эффективная разработка малопродуктивных нефтяных месторождений Все известные нефтяные пласты можно классифицировать - разделить на восемь классов по среднему коэффициенту продуктивности скважин: первый класс - нефтяные пласты гипервысокой продуктивности - средний коэффициент продуктивности по нефти более 100 т/(сут-ат); второй класс - нефтяные пласты ультравысокой продуктивности - средний коэффициент продуктивности по нефти от 30 до 100 т/(сут-ат), примерами таких пластов были основные пласты Самотлорско-го месторождения, с которых начиналась разработка месторождения; третий класс - нефтяные пласты высокой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 10 до 30 т/(сут-ат), примером такого пласта был девонский горизонт известного Бавлинского месторождения; четвертый класс - нефтяные пласты повышенной продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины от 3 до 10 т/(сут-ат), примером такого пласта был девонский горизонт на центральных площадях и лучших участках некоторых других площадей Ромашкинского месторождения; следующий, пятый класс - нефтяные пласты средней продуктивности, у которых средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 1 до 3 т/(сут-ат), такие пласты были на остальных площадях Ромашкинского месторождения, на многих давно разрабатываемых не лучших нефтяных месторождениях Западной Сибири; шестой класс - нефтяные пласты пониженной продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины от 0,3 до 1 т/(сут-ат), такие пласты были и есть на разрабатываемых малопродуктивных нефтяных месторождениях Западной Сибири и Татарстана; седьмой класс - нефтяные пласты низкой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти от 0,1 до 0,3 т/(сут-ат), в большинстве своем такие пласты пока не разрабатываются; восьмой класс - нефтяные пласты ультранизкой продуктивности - средний коэффициент продуктивности скважины по нефти менее 0,1 т/(сут-ат), такие нефтяные пласты пока, за небольшим исключением, не разрабатываются. Пласты 7-го и 8-го класса - низкой и ультранизкой продуктивности - по своей продуктивности хуже основных пластов Самотлорского месторождения в 100-1000 раз, хуже девонского горизонта Ромашкинского месторождения в 10-100 раз. Другие существенные признаки трудноизвлекаемых запасов нефти: 1. Высокая зональная неоднородность по проницаемости и прерывистость нефтяных пластов. Большое отличие общей толщины от эффективной толщины - уменьшенная и малая доля эффективной проницаемой нефтяной толщины в общей толщине, многослойность - наличие многих проницаемых слоев и их разделяющих непроницаемых прослоев. Такая многослойность нефтяных пластов при значительной доле неэффективной толщины в их общей толщине резко уменьшает эффективность горизонтальных скважин и закачки теплоносителя в нагнетательные скважины. 2. Высокая расчетная послойная неоднородность, которая учитывает послойную неоднородность по проницаемости всех нефтяных пластов, объединяемых в один общий эксплуатационный объект, и геометрическую неоднородность (неравномерность) движения вытесняющей воды в пределах отдельного однородного слоя, обусловленную геометрией сетки скважин, схемой взаимного расположения добывающих и нагнетательных и точечностью (малостью) самих скважин по сравнению с размерами эксплуатируемых нефтяных площадей. При объединении нефтяных пластов в эксплуатационный объект из-за их различия по удельной продуктивности на единицу эффективной толщины общая неравномерность вытеснения нефти закачиваемой водой увеличивается, соответственно уменьшается средняя доля в суммарном отборе жидкости. Объединение пластов оправдано, если при этом произведение начального максимального (амплитудного) дебита нефти и средней доли нефти в суммарном отборе жидкости увеличивается. Значит, при неизменном среднем числе скважин, как для одного пласта, при условии извлечения утвержденных извлекаемых запасов всех объединяемых пластов их объединение не только значительно увеличивает начальный максимальный (амплитудный) дебит нефти, но также увеличивает средней дебит нефти. 3. Пониженная и низкая начальная нефтенасыщенность пластов, из-за чего при заводнении бывает низкий коэффициент вытеснения нефти водой и еще более низкий коэффициент нефтеотдачи пластов, представляющий собой произведение коэффициента вытеснения нефти водой в микрообъеме пласта и коэффициента охвата пластов вытеснением. 4. Малые размеры чисто нефтяных площадей и участков - сложность определения их границ, риск разместить и пробурить проектные скважины за пределами этих границ. Например, водонефтяные пласты - нефть в виде островов в море воды; нефть находится в куполах и бывает защищена снизу от воды непроницаемыми прослоями и непродуктивными пластами. Это могут быть газонефтяные пласты, где нефть находится в пониженных зонах. Нефть может быть защищена сверху от газа и снизу от воды непроницаемыми прослоями и пластами. Эффективная разработка возможна только защищенной нефти, имеющей естественную природную защиту в виде непроницаемой породы сверху от газа и снизу от воды. 5. Близость давления насыщения нефти газом к начальному пластовому давлению плюс заметное или даже значительное содержание в нефти твердых компонентов - асфальтенов, смол и парафинов. Ограниченность депрессии на нефтяные пласты при снижении забойного давления добывающих скважин только до давления насыщения и опасность значительного снижения коэффициента продуктивности по нефти при снижении забойного давления ниже давления насыщения - снижения в 2, 3 и даже в 10 раз. После начала обводнения скважины такое снижение продуктивности по нефти равносильно значительному увеличению вязкости нефти со всеми следующими отсюда отрицательными последствиями. Большой неудачей может обернуться высокое газосодержание нефти и низкое забойное давление фонтанирования, намного более низкое, чем давление насыщения. Тогда при отсутствии постоянного контроля и жесткого регулирования (рационального повышения с помощью штуцера устьевого и забойного давления фонтанирования) происходит самопроизвольное снижение забойного давления ниже давления насыщения и соответственно резкое падение коэффициента продуктивности и дебита нефти. 6. Высокая вязкость нефти, в десятки и сотни раз превосходящая вязкость воды. При невысокой проницаемости и невысокой эффективной толщине нефтяных пластов их ультранизкая продуктивность образуется из-за высокой вязкости нефти. А при высокой вязкости нефти возникает высокое соотношение подвижностей вытесняющей воды и нефти. Поэтому после прорыва вытесняющей воды в добывающие скважины по небольшой части нефтяных пластов (по наиболее проницаемым слоям и линиям тока) происходит быстрый рост обводненности отбираемой жидкости, быстрое снижение дебита нефти и процесс разработки завершается невысокой нефтеотдачей пластов, близкой к безводной нефтеотдаче и примерно равной 10-20 %. Для таких нефтяных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти и ультранизкой продуктивностью РИТЭКом1 была запроектирована и уже осуществляется инновационная система разработки, включающая такие компоненты: 1. Рациональная максимальная депрессия на нефтяные пласты в добывающих скважинах. При этом забойное давление приближается к давлению насыщения нефти газом, пластовое давление по возможности повышается выше первоначального уровня, но так, чтобы добывающие скважины экранировали воздействие внутриконтурной закачки воды, чтобы на линии крайних периферийных добывающих скважин пластовое давление было равно первоначальному законтурному и не возникала опасность оттока и потери части запасов нефти во внешней водоносной области. Это - контролируемое и управляемое повышение пластового давления. 2. На новых вводимых в разработку нефтяных месторождениях применяется адаптивная система разработки, позволяющая сочетать промышленный процесс добычи нефти и закачки воды с доразведкой геологического строения нефтяных пластов. Адаптивная система позволяет оперативно на основе информации, полученной при бурении и исследовании скважин, изменять и совершенствовать сетку разбуривания скважин и схему размещения добывающих и нагнетательных, переходить от расчетного площадного заводнения к избирательному заводнению. Установленная по технологическим и экономическим расчетам сетка скважин рациональной плотности, которая может быть любой, формируется из квадратных сеток стандартного ряда: ряд квадратных сеток образуется путем удвоения площади на скважину и включает плотности: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128 и 256 га/скв.  Рис.1 – Схема ряда квадратных сеток – многократное последовательное удвоение числа скважин  Рис.2 – Схема сгущения сетки скважин по направлению разбуривания Если по расчетам получается, что рациональная плотность сетки скважин равна 25 га/скв., то такую сетку составляют из двух сеток 32 и 16 га/скв., причем 32 га/скв. будет на 72 % нефтяной площади с пониженной эффективной толщиной нефтяных пластов, а 16 га/скв. будет на остальных 28 % нефтяной площади с повышенной эффективной толщиной нефтяных пластов; и начинать можно будет с плотности 32 га/скв., при необходимости без промедления сгущая до 16 га/скв. Разбуривание нефтяной площади осуществляется от центра к периферии сначала по плотности 256 и 128 г/скв. (это будет плотность кустов - плотность первых вертикальных скважин кустов при кустовом бурении скважин), затем при подтверждении эффективной нефтяной толщины пластов сгущается до плотности 64, 32 и 16 га/скв. При расчетной рациональной плотности сетки скважин 25 га/ скв. ближайшая более густая сетка стандартного дихотомического ряда 16 га/скв. является базовой; все проектные скважины рассматриваемого объекта могут размещаться только в точках базовой сетки. При адаптивной системе разработки довольно просто осуществляется разделение одной сетки на несколько более редких самостоятельных сеток и, наоборот, объединение нескольких сеток в одну более густую; разделение эксплуатационного объекта на несколько эксплуатационных объектов и, наоборот, объединение нескольких эксплуатационных объектов в один эксплуатационный объект. 3. Рациональное объединение нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности в один общий эксплуатационный объект увеличивает не только амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти, но и средний дебит нефти добывающей скважины за время добычи утвержденных извлекаемых запасов. Без такого объединения пласты ультранизкой продуктивности вообще нельзя вводить в разработку. При всех налоговых льготах, принятых правительством Татарстана, при амплитудном дебите нефти добывающей скважины менее 9 т/сут экономически убыточно разбуривать и вводить в разработку нефтяные пласты, тогда как амплитудный дебит добывающей скважины по пластам ультранизкой продуктивности менее 6 т/сут. Вопрос стоит так: либо объединять и разрабатывать, либо не объединять и не разрабатывать. Выделение пластов ультранизкой продуктивности в отдельные эксплуатационные объекты не дает каких-либо дополнительных технологических возможностей и преимуществ. При объединении нескольких подобных нефтяных пластов в один общий эксплуатационный объект по добывающим скважинам одинаково на все пласты будут применяться рациональные максимальные депрессии, а по нагнетательным скважинам - рациональные максимальные репрессии. В начальный период разработки совместная разработка нефтяных пластов должна быть не хуже, а лучше раздельной. В скважинах пласты будут работать в соответствии со своей природной зональной неоднородностью и прерывистостью: сколько по площади распространения пластов имеется менее продуктивных зон и зон неколлектора, столько по скважинам в пределах эксплуатационного объекта будет слабо работающих и неработающих пластов. При объединении пластов в один общий эксплуатационный объект серьезными становятся вопросы их включения в работу и выключения из работы. Для включения всех пластов в полноценную работу предусмотрено бурение скважин в пределах продуктивных пластов на равновесии и депрессии; а после спуска эксплуатационной колонны и цементирования заколонного пространства - осуществление интенсивной глубокой перфорации с глубиной перфорационных каналов 50-100 см, пронизывающих засоренную при бурении и цементировании прискважинную зону. Для выключения в скважинах отдельных нефтяных слоев и пластов можно применять пластоперекрыватели, которые вдавливают в эксплуатационные колонны, не уменьшая их внутренний диаметр, благодаря чему в одной и той же скважине их можно применять многократно против разных слоев и пластов. Чтобы эффективно выключать слои и пласты, надо знать их работу и текущее состояние. Чтобы по скважинам по нефтяным слоям и пластам регулярно контролировать дебит нефти, дебит жидкости и обводненность, в них надо спускать глубинные приборы (прежде всего глубинные расходомеры), обладающие необходимой высокой чувствительностью и точностью. 4. Обязательное осуществление искусственного поддержания и повышения пластового давления путем внутриконтурного рассредоточенного (площадного и избирательного) заводнения и приконтурного избирательного заводнения. Осуществление плунжерными насосами Уитли-Урал индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины с необходимым высоким давлением нагнетания (но ниже давления гидроразрыва пласта) и производительностью, соответствующей производительности (отбору жидкости) окружающих добывающих скважин. При наличии резерва производительности нагнетательных скважин закачка воды осуществляется циклически с целью уменьшения неравномерности вытеснения нефти водой - с целью уменьшения отрицательного влияния послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости на процесс их обводнения и конечную нефтеотдачу пластов. На нефтяных пластах низкой и ультранизкой продуктивности, но содержащих маловязкую нефть, с целью увеличения коэффициентов приемистости и уменьшения числа нагнетательных скважин в два и более раза в нагнетательные скважины закачивается химический реагент полисил по патенту РИТЭКа. По нефтяным пластам низкой и ультранизкой продуктивности, содержащим маловязкую нефть, но обладающим пониженной начальной нефтенасыщенностью и соответственно низкой нефтеотдачей при заводнении, с целью резкого увеличения нефтеотдачи и значительного увеличения углеводородоотдачи целесообразно проектировать газовое заводнение, при котором вслед за широкой оторочкой газа закачивается вода и осуществляется чередование закачки газа и воды. При газовом заводнении в периоды закачки газа может значительно увеличиваться текущая добыча нефти. По нефтяным пластам ультранизкой продуктивности, содержащим высоковязкую нефть, с официально утвержденной низкой или невысокой нефтеотдачей 10*20 %, с целью значительного увеличения нефтеотдачи до 30 % и выше запроектировано применение циклической закачки воды, а после прорыва воды в окружающие добывающие скважины - осуществление в нагнетательные скважины-обводнительницы чередующейся закачки воды и небольшой части (около 5 %) добытой высоковязкой нефти. Это не только увеличит конечную нефтеотдачу пластов, но и текущую добычу нефти. Представленные здесь технологии увеличения нефтеотдачи пластов защищены патентами. Qa,6% В России уже разведаны огромные запасы нефти в пластах низкой и ультранизкой продуктивности. Эти запасы нефти в основном пока не введены в промышленную разработку. При обычной стандартной технологии разработка этих запасов нефти экономически нерентабельна. Однако РИТЭКом уже обоснована инновационная система разработки, позволяющая такие запасы нефти разрабатывать экономически эффективно. Эта инновационная система уже запроектирована и осуществляется на нефтяных месторождениях РИТЭКа; она защищена многими патентами Российской Федерации. 2. Инновационная система разработки малопродуктивных нефтяных месторождений Эта система имеет следующие звенья: 1. Рациональное объединение нефтяных пластов в общий эксплуатационный объект, что повышает экономическую рентабельность добычи нефти, резко уменьшает капитальные затраты на разработку месторождения, увеличивает разбуриваемую нефтяную площадь и вовлекаемые в разработку геологические запасы нефти. Благодаря этому становится экономически рентабельно вовлекать в разработку малопродуктивные многопластовые месторождения высоковязкой нефти. Потенциально возможный эффект на месторождениях АО РИТЭК: увеличение дебита скважин в 2-3 раза, увеличение площади разбуривания нефтяных пластов в 1,2-1,5 раза. 2. Применение адаптивной системы разработки нефтяных месторождений, включающей использование равномерной квадратной сетки размещения скважин стандартного дихотомического ряда квадратных сеток и обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения, позволяющей оперативно сгущать и разрежать сетку скважин и видоизменять систему заводнения, с учетом информации, полученной при бурении и исследовании скважин, реализовывать принцип избирательности и от равномерного площадного заводнения переходить к приконтур-ному избирательному и избирательному заводнению. Адаптивная система - наиболее подходящая в условиях дефицита информации и для учета поступающей информации. Избирательная адаптивная система позволяет сочетать промышленную разработку и доразведку нефтяных пластов. Потенциально возможный эффект: уменьшение доли неэффективных скважин на 50 % и ускорение ввода нефтяного месторождения в промышленную разработку на 1-2 года. 3. Применение плунжерных насосов Уитли-Урал, располагаемых на кустах скважин рядом с нагнетательными скважинами, для осуществления индивидуальной закачки воды в соответствии с дебитами нефти окружающих добывающих скважин. Применение повышенного давления нагнетания, близкого к давлению гидроразрыва пласта, для достижения контролируемого повышения пластового давления выше первоначальной величины, увеличения дебита нефти и осуществления циклического заводнения. Потенциально возможный эффект: реализация режима поддержания пластового давления вместо режима истощения пластовой энергии, что резко увеличивает нефтеотдачу пластов; за счет повышенного пластового давления - дополнительное увеличение дебита скважины в 1,2 раза, за счет циклики -повышение нефтеотдачи пластов в 1,2 раза. 4. После начала обводнения окружающих добывающих скважин перевод нагнетательных скважин с циклической закачки воды на чередующуюся закачку воды и небольшой части (5 %) добытой высоковязкой нефти. Потенциально возможный эффект: резкое уменьшение холостой прокачки воды, увеличение текущих дебитов нефти обводняющихся скважин и дополнительное увеличение нефтеотдачи пластов в 1,5-2 раза. 5. Бурение скважин на равновесии и депрессии износостойкими долотами на качественном буровом растворе с целью сохранения естественных коллекторских свойств призабойных зон нефтяных пластов. В настоящее время начали применять систему Корал. Применение системы Корал исключает цементирование нефтяных пластов и засорение их при цементировании, позволяет путем включения и выключения регулировать разработку нефтяных пластов, позволяет определять их индивидуальные дебиты нефти, обводненности, забойные и пластовые давления и индивидуально выключать из работы. При применении системы Корал осуществляется своя специальная конструкция скважины, и поэтому нет необходимости в глубокой перфорации нефтяных пластов. Потенциально возможный эффект: исключение снижения природной продуктивности пластов в 1,2-1,5 раза. 6. Применение на всех скважинах 6-дюймовых эксплуатационных колонн, что повышает долговечность скважин и надежность системы разработки, существенно повышает нефтеотдачу пластов. В случае многократной потери герметичности в скважину можно спустить и зацементировать 4-дюймовую эксплуатационную колонну и продолжать успешную эксплуатацию. Отказ от 5-дюймовых и применение 6-дюймовых эксплуатационных колонн увеличивает капитальные затраты примерно на 2 %, что сразу же компенсирует увеличение дебита нефти более чем на 2 %. Потенциально возможный эффект: увеличение долговечности скважин в 2 раза, увеличение надежности системы разработки и исключение снижения извлекаемых запасов нефти в 1,2-1,5 раза. 7. Применение глубокой перфорации последовательно сразу всех нефтяных пластов с глубиной перфорационных каналов 50-100 см с целью ускорения и повышения эффективности освоения нефтяных пластов. Потенциально возможный эффект: дополнительное увеличение дебита скважин в 1,2 раза. 8. Освоение скважин имеющимися на вооружение АО РИТЭК современными свабами и эжекторными насосами. Потенциально возможный эффект: исключение снижения природной продуктивности пластов в 1,2 раза. 9. Промывка скважин дистиллятом и применение стационарного электропрогрева нефтяных пластов с целью удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, прогрева ближайшей призабойной зоны нефтяных пластов и повышение производительности скважин. Потенциально возможный эффект: дополнительное увеличение дебита скважин в 1,2 раза. 10. Постоянный регулярный контроль за работой добывающих скважин - за их дебитом нефти, обводненностью, забойным и пластовым давлением с целью оптимизации режима работ глубинных насосов. Во время ежегодных профилактических ремонтов скважин -определение чувствительным глубинным расходомером индивидуальных дебитов нефтяных пластов и их участия в общем дебите, также определение обводнения слоев и пластов. Потенциально возможный эффект: дополнительное увеличение дебита скважин в 1,2 раза. 11. Применение пластоперекрывателей для защиты пробуренных нефтяных пластов от засорения и для изоляции обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов. Потенциально возможный эффект: уменьшение отбора попутной воды в 1,5 раза. 12. Поддержание забойного давления добывающих скважин на уровне давления насыщения нефти газом. Потенциально возможный эффект: исключение снижения продуктивности нефтяных пластов в 1,2-1,5 раза. 3. Дополнительные элементы инновационной системы специально для малопродуктивных месторождений маловязкой нефти (Западная Сибирь) Создание на устье нагнетательных скважин с помощью плунжерных насосов давления 250-350 ат; потенциально возможный эффект: увеличение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин в 1,3-1,5 раза, увеличение дебита нефти в 1,3-1,5 раза; применение химического реагента полисил; потенциально возможный эффект: увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в 2 раза, использование сэкономленных нагнетательных скважин в качестве добывающих, увеличение общего дебита нефти в 1,3 раза. осуществление технологии эксплуатации добывающих скважин, предотвращающей образование нефтегидратов и преждевременный выход скважин из строя и выпадение извлекаемых запасов нефти из разработки; эта технология включает в себя различные технические и химические средства, в том числе периодический электронагрев насосно-компрес-сорных труб. В арсенале инновационных методов РИТЭК имеются: применение газового заводнения, т.е. заводнения с газовыми оторочками рациональных размеров. Потенциально возможный эффект: увеличение дебитов нефти и нефтеотдачи пластов в 1,3-1,5 раза, особенно в Западной Сибири по пластам пониженной нефтенасыщенности; применение скважин-елок, т.е. дополнение вертикальных скважин горизонтальными каналами (ветвями) длиной 20-50 м; потенциально возможный эффект: увеличение дебита нефти в 2-3 раза. Представленная здесь инновационная система разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, предложенная АО РИТЭК, предусматривает всестороннюю оптимизацию процесса добычи нефти. Эта система постоянно совершенствуется с учетом достижений науки и техники и практически осуществляется на нефтяных месторождениях АО РИТЭК в Татарстане и Западной Сибири. 4. Об эффективности применения полисила в нагнетательных скважинах При огромном разнообразии разведанных и разрабатываемых нефтяных месторождений и их нефтей полезными могут быть различные химические вещества с разной направленностью действия. В АО РИТЭК создано химическое вещество полисил разных модификаций. При применении гидрофобного полисила по специальной технологии в нагнетательных скважинах происходит значительное увеличение их коэффициента приемистости. Этот факт подтвержден по большому числу нагнетательных скважин (более 150 нагнетательных) на месторождениях различных нефтедобывающих районов России и Китая. Среднее увеличение коэффициента приемистости - в 2-5 раз. А на одном из месторождений России около 20 до того не работавших нагнетательных скважин стали нормально работать, т.е. произошло увеличение их приемистости с нуля в бесконечное число раз. Где особенно эффективно применение в нагнетательных скважинах гидрофобного полисила? Прежде всего на нефтяных пластах пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, на которых ради достижения экономической рентабельности необходимо значительно увеличить добычу нефти и соответственно увеличить закачку воды, вытесняющей нефть; особенно на нефтяных пластах, содержащих нефти низкой и средней вязкости, на которых при неизменном общем числе скважин увеличение доли нагнетательных приводит не только к увеличению начальной добычи нефти, но и к снижению конечной нефтеотдачи пластов. В этих условиях максимальный начальный (амплитудный) дебит нефти достигается при известной 5-точечной схеме площадного заводнения, где на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая т = 1 и все добывающие скважины являются стягивающими, к каждой из них фронт вытесняющей воды подходит с четырех разных сторон с различной скоростью. При применении вместо 5-точечной схемы обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения число нагнетательных скважин уменьшается в 2 раза, число добывающих скважин увеличивается в 1,5 раза, соотношение добывающих и нагнетательных становится равным т = 3 и в 2 раза уменьшается доля запасов нефти стягивающих добывающих скважин. В качестве примера. На месторождении при 5-точечной схеме площадного заводнения увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = = 2 раза увеличивает общий дебит скважин в 1,42 раза, а увеличение в v = 3 раза увеличивает общий дебит в 1,64 раза. Применение обращенной 9-точечной схемы площадного заводнения вместо 5-точечной позволяет увеличить извлекаемые запасы нефти в 1,08 раза. Но без увеличения коэффициента приемистости нагнетательных скважин переход к 9-точечной схеме приводит к уменьшению общего дебита скважин в 1,45 раза. А увеличение коэффициента приемистости нагнетательных скважин в v = 2 раза не только компенсирует снижение общего дебита, но даже дополнительно увеличивает общий дебит в 1,16 раза; аналогично увеличение коэффициента приемистости в v = 3 раза, кроме увеличения извлекаемых запасов нефти, дополнительно увеличивает общий дебит в 1,44 раза. Заключение В настоящей работе рассмотрены важнейшие проблемы разработки малопродуктивных нефтяных месторождений, состоящих из нефтяных пластов низкой и ультранизкой продуктивности. Одним из главных средств в эффективном решении этих проблем является адаптивная система разработки месторождения, позволяющая недоразведанное месторождение начинать разрабатывать и промышленный процесс разработки сочетать с процессом доразведки. Адаптивная система включает в себя: применение квадратных сеток размещения скважин только стандартного ряда сеток, которые образуются из первой, самой густой сетки (с площадью на скважину 1 га и расстоянием до соседних скважин 100 м) путем последовательных удвоений площади на скважину; такое сочетание сеток различных эксплуатационных объектов, чтобы вместе они образовывали максимально возможно равномерную общую сетку скважин; проектирование первоначальной регулярной площадной схемы заводнения с последующим переходом после бурения и исследования скважин к избирательному и приконтурному избирательному заводнению; применение индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины с помощью специальных малопроизводительных насосов, расположенных вблизи нагнетательных скважин, способных обеспечить любую необходимую закачку воды и любое необходимое давление нагнетания; применение глубокой перфорации, преодолевающей призабойную засоренную зону пластов; разбуривание по направлению от известного к неизвестному, от центра к периферии, от более продуктивного к менее продуктивному с оперативным разрежением и последующим сгущением сеток скважин. Также важными средствами являются: рациональное объединение нефтяных пластов в эксплуатационные объекты, применение многопластовых скважин; применение пластоперекрывателей для закрытия обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов; применение пологих и горизонтальных скважин, гидравлического разрыва пластов; использование специальных химических средств для увеличения приемистости нагнетательных скважин в среднем в два раза и для закрытия обводненных обособленных нефтяных слоев и пластов. Несомненно, важными средствами являются постоянный контроль за работой скважин и регулярная оптимизация их режимов работы. Список использованных источников литературы 1. Голов Л.В., Волков С.Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России//Нефтяное хозяйство. -1995. - № 7. 2. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. О рациональном объединении нефтяных пластов в общий эксплуатационный объект//Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 2. 3. Желтое Ю.П. Деформация горных пород. - М.: Недра, 1966. 4. Курамшин P.M. Методика технико-экономического прогнозирования эффективности проведения ГРП//Нефтепромысловое дело. -1999. - № 4. 5. Лысенко В,Д., Грайфер В.И. Способ разработки многопластовых месторождений//Патент РФ № 2142046. 6. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2000. 7. Лысенко В. Д. О схематизации нефтяной залежи при расчете дебита//Труды ТатНИИ. - 1965. - Вып. VIII. 8. Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1987. 9. Лысенко В. Д. Теория разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1993. 10. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. -М.: Гостоптехиздат, 1949. 11. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. -М.: Гостоптехиздат, 1953. 12. Муслимое Р.Х., Абдулмазитов Р. Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. - Казань: Таткнигоиздат, 1989. 13. Муслимое Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. - Казань: изд. Казанского университета, 1979. 14. Проектирование разработки нефтяных месторождений/ А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов и др. - М.: Гостоптехиздат, 1962. 15. Способ разработки зонально неоднородных по коллекторским свойствам залежей нефти/В.И. Грайфер, А.И. Комаров, В.Д. Лысенко и др.// Изобретение, а.с. 356344. 16. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Добыча нефти/Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. 17. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Проектирование разработки/Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. 18. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. 19. Щелкачев В.Н. Избранные труды. 1990. - Т. 1. - (ч. 1, 2). -Т. 2 - М.: Недра. 1 РИТЭК- Российская инновационная топливно-энергетическая компания |