18. Технология и назначение форсированных отборов нефти. Технология заключается в поэтапном увеличе­нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав­ления Р₃). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Р₃. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлека­ются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.Применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор — наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. Практикой отработаны основные подходы к успешному внед­рению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30—50%, а затем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эк­сплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбо­ра необходимы насосы высокой подачи или использование газ­лифта.

19. Назначение и область применения потокоотклоняющих технологий. Блокирование высокопроницаемых обводненных зон и трещин неоднородного пласта. Снижение прорывов закачиваемых вод к добывающим скв. Вовлечение в разработку низкопроницаемых участков и зон продуктивного пласта. Сшитые полимерные составы – терригенный коллектор (ТК), карбонатный коллектор в поровых и трещиновато-поровых коллекторах. Селикат-гелевые составы - терригенные коллектора (ТК) и карбонатные коллектора разрабатываемые заводнением; поровых и трещиновато-поровых коллекторах. Эмульсионные составы - терригенные коллектора поровых и трещиновато-поровых; карбонатный коллектор поровых и трещиновато-поровых.

20. Методика определения технологической эффективности ГТМ. Суть методики состоит в том, что прогнозирование добычи нефти осуществляется с учетом потерь, возникающих в результате истощения и роста обводненности разрабатываемого объекта, а также вывода скважин из эксплуатации. Расчет потерь нефти осуществляется по экспоненциальной зависимости, учитывающей темп падения дебита скважин на будущий период, определяемый на основе аналогичных показателей предшествующего периода.

21. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.

22. Технология и область применения барьерного заводнения. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.Барьерное заводнение применяют при: V газ.шапки> либо = V резервуара, насыщ-го УВ

23. Особенности геологического строения разработки нефтегазовых залежей. Залеж-естественное скопление углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам – коллекторам с единой гидрономической системой. По сложности геологического строения, условий залеганий и выдержанности продуктивных пластов делятся: 1) Простое строение – выдержаные пласты, толщины по разрезу и по площади, коллектрские св-ва; 2) Сложное строение – не выдержанные толщины по площади и по разрезу, коллектрские св-ва; 3) Очень сложного строения – литологические замещения, тектонические разрушения, невыдерженность коллекторских св-тв и толщин.

24. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов. По велечине извлекаемых запасов нефти мест-ия подразделяются: 1) Уникальные – Более 300 (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа; 2) Крупные – от 30 до 300 (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа; Средние - от 3 (от 5 с 2016г) до 30 (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа; Мелкие – от 1 до 3 (до 5 с 2016г.) (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа; Очень мелкие – менее 1 (млн.т. или млрд.м3) нефти или газа.

25. Технологии разработки многопластовых месторождений. Системы разработки многопластового месторождения - Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения:   - система разработки «снизу вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно: каждый вышележащий после разработки нижележащего, причем тот пласт, с которого начинают разработку, носит название базисного, или опорного горизонта (пласта). Базисный горизонт выбирается по признаку высокой его продуктивности и сортности нефти, причем пласт должен быть хорошо изучен на значительной площади и залегать в условиях, благоприятных для его быстрого разбуривания. - система разработки «сверху вниз», при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего. Эта система широко применялась в период, когда преобладал ударный способ бурения. В настоящее время система разработки «сверху вниз» допускается как исключение при разработке неглубоко залегающих нефтяных пластов, разбуриваемых легкими передвижными станками, при условии, что верхние пласты являются слабо проницаемыми и при прохождении их последующими скважинами на нижележащие пласты исключается поглощение глинистого раствора и сама пачка верхних пластов разрабатывается по системе «снизу вверх». - система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин. Эта система применяется при условии, что нефтяные пласты являются высокопродуктивными с хорошо выраженным напорным режимом, разбуриваются быстрыми темпами и эксплуатируются при поддержании пластового давления.

26. (л)Методы определения типа залежи по составу углеводородов и их относительной плотности. а) Газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность   0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит). б) Газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан - бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%,   1.1). в) Газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан = 75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%,   0.7-0.9). г) Газогидратные - газ в твердом состоянии.

27. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений. Основная цель интенсификации добычи заключается в полу­чении более высоких дебитов нефти. Интенсификация добычи осу­ществляется посредством увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне скважин. Применяется пять видов интенсификации добычи:1) кислотная обработка забоя; 2) гидравлический разрыв пласта; 3) торпедирование скважин; 4) термические методы воздействия на призабойную зону; 5) термогазохимический метод обработки призабойной зоны.

Кислотная обработка скважин применяется, в том случае, когда коллектор состоит из известняков, доломитов или известковистых трещиноватых песчаников. Кислотная обра­ботка заключается в закачке в пласт разбавленной соляной ки­слоты, которая, проходя по порам и трещинам пласта, растворяет карбонатные соединения и тем самым расширяет поры и трещины в пласте. Это приводит к увеличению проницаемости пласта в зоне забоя скважины, в которой имеются наибольшие сопротивления движению нефти.

Термокислотная обработка забоя скважины осуществляется путем прокачки кислоты через наконечник с ма­гнием, которым оканчивается колонна нагнетательных труб. Кислота, реагируя с магнием, нагревается до 150° С. Горячая кислота плавит парафин и значительно эффективнее растворяет карбонатные породы.

Гидравлический разрыв пласта заключа­ется в том, что в пласт через скважину закачивают жидкость разрыва, которая представляет собой вязкую жидкость - гель на водной основе или на нефтяной основе при высоком давлении превышающем горное или боковое давление обеспечивающее разрыв пласта. Под давлением в пласте образуются трещины.

Гидравлический разрыв пласта сгущен­ной кислотой является комбинацией гидравлического разрыва с кислотной обработкой пласта. Он применяется только в карбонатных коллекторах. В трещину загоняется не песок, а сгущенная кислота.

Торпедирование скважин осуществлялось пу­тем взрыва торпеды против пласта. Его рекомендовалось произво­дить в крепких песчаниках, известняках и доломитах.

Термические методы воздействия на призабойную зону пласта применяются для плавления парафина и смол, которыми засоряются поровые каналы в призабойной части пласта.

Термогазохимический метод обработки забоев скважин. Н.А.Мальцев предложил при торпедировании скважин бризантное взрывчатое вещество, которое сгорает в одну тысячную долю секунды, заменить порохом (перхлорат аммония), горение которого на забое скважины продолжается от 10 до 30 с в зависи­мости от формы и величины заряда, который называется аккуму­лятором давления скважин (АДС).

28. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений. технология разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, 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.

29. Категории запасов нефти. Запасы Н и Г подразделяются по степени пром. Освоения и по степени геологической изученности по следующим категориям: А- Разрабатываемые и разбуренные; В1 – Разрабатываем, не разбуренные, разведанные; В2 – Разрабатываемые, не разбуренные, оцененные; С1 – Разведанные; С2 – Оцененные. (Приказ №477 от 1 ноября 2014г.) Ресурсы НГК по степени геологической изученности подразделяются на категории: Dо – Подготовленные; Dл – Локализованные; D1 – Перспективные; D2 - Прогнозируемые.

30. Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных месторождений. Стадии по годовой добыче нефти.

1. Хар-ся ростом годовой добычи и освоением систем ППД, окончанием разбуривания месторождения, основной фонд скважин эксплуатируется фонтаном

2. Хар-ся стабилизацией годовой добычи, основной фонд скважин – фонтан.

3. Хар-ся падением годовой добычи и ростом обводненности, ГТМ(геолого-технические мероприятия) по уменьшению обводненности и увеличению интенсификации добычи, основной фонд – насосный.

4. Хар-ся минимальными дебитами скважин по нефти, высокая обводненность более 90%, основной фонд ЭЦН.

Окончание эксплуатации хар-ся пределом экономической рентабельности.

31. Классификация методов увеличения нефтеотдачи. 1) Химическая ОПЗ(обработка призабойной зоны) –за счет растворения некоторых видов пород и парафинов на стенках пор: -СКО (саляно-кислотная обр-ка) исп-ся в карбонатных породах; -ГКО (глино-кислотные обр-ки) исп-ся в тиррегенных породах с высокой глинистостью и низкой карбонатностью с помощью плавильной кислоты.; - поинтервальная- обр-ка 2-х интервалов, изолированных пакерами.; -термо-кислотная обр-ка – закл-ся в соединении магния с соляной кислотой и выделением теплоты; -пено-кислотные обр-ка

2) механическая ОПЗ: -ГРП; -вибро обработки; -торпедирование

3) тепловые ОПЗ. Растворяет парафины и снижает вязкость: - закачка теплоносителя; -спуск на забой нагревателя

4) Смешанное ОПЗ: -ТГХВ (термо-газо-химическое воздействие)сжигание пороха в кислотной среде, повышает температуру, кислота попадает в трещины.

-изоляция водопритоков с последующим кислотным воздействием

32. Последовательность разработки и назначение проектных документов на разработку нефтяных месторождений. Для небольших м/р ( до 10 млн.тонн запасов) выполняются документы:

1) Проект(план) пробной эксплуатации м/р (на два года). 2) Тех.схема на разработку. 3) Уточненная (1 или несколько) тех.схема. 4) Проект на разработку, если м/р небольшое ч/з 5-8лет + несколько уточненных проектов. 5) Проект на доразработку м/р. 6)проект ликвидационных работ

Для крупных м/р и гигантов:

1) Тех.схема на разработку первоочередного участка. 2) Генеральная техсхема на разработку. 3) Принципиальная схема разработки. 4) Проект па разработку ч/з 12-14лет. 5) Уточненный проект на разработку ч/з 8-11лет + уточненные.6) Проект доразработки

Основные проектные документы на разработку нефтяного месторождения. Вид и содержание проектного проектного документа по разработке зависит от стадии разработки месторождения, сложности и изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы следующие документы:

1)Проект пробной эксплуатации 2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации 3) Технологическая схема разработки 4)Проекты разработки

5)Уточненные проекты разработки 6)Анализ разработки

В принципе каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий, но не всегда необходимо последовательно составлять весь набор документов. Если предполагается ввести в разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом комплексе, со свойствами, аналогичными свойствам других месторождений, то можно обойтись, например, без технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации и переходить к составлению основной технологической схемы разработки.

Пробная эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в обязательном порядке, т.к. при ее проведении получают важные сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки (Дебиты, приемистость, скин-эффекты, эффективности тех или иных способов эксплуатации и др.). В случаях, когда возникают сомнения в использовании тех или иных расстояний между скважинами, в выборе объектов разработки, или технологии извлечения нефти, необходимо составлять технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации для одного или нескольких участков месторождения. Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. В тех.схеме устанавливается система и технология разработки. В процессе её реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения.

После составления и утверждения тех.схемы составляется проект его обустройства в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышл.нефтепроводов и их техн.характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства строительство объектов разработки. Проект разработки составляется когда месторождение разбурено на 60-70%, но в систему и технологию ещё можно ввести изменения. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки возникнет необходимость изменения проекта, то составляется уточненный проект разработки. Согласно регламенту Министерства топлива и энергетики РФ проектные документы должны содержать:

*Общие физ.-геол. сведения о месторождении , его пластах и насыщающих их нефти, газе и воде.

*Геол.-физ. характеристику месторождения , строение и данные об эффективных толщинах, данные о запасах, пористости, абсолютной и относительной проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, смачиваемости коллекторов, начальном и текущем Рпл и нефтенасыщенности.

*Данные гидродинамических исследований, данные о дебитах и приемистости скважин.

*Данные лабораторных исследований извлечения нефти из недр, теплофизические и физ.-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефтеизвлечения.

*Обоснование выявления объектов разработки.

*Обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплуатации скважин, систем первичной переработки нефти и газа.

*Характеристику источников водоснабжения и газоснабжения.

*Обоснование экологической безопасности разработки.

*Экономические характеристики вариантов разработки.

На каждый проектный документ должно выдаваться техническое задание и показатели входящие в него не должны быть противоречивыми.

33. Назначение и технология проведения трассерных исследований нефтяных месторождений. Трассерные исследования проводят обычно чтобы определить, в каком направлении закачка распространяется, а в каком нет. Суть технологии достаточно простая: в нагнетательную скважину закачивается маркер, в добывающих скважинах периодически отбираются пробы и в них измеряется концентрация маркера, строятся красивые графики зависимости концентрации от времени по скважинам, а по ним красивые картинки распространения маркера по площади

34. Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа. МЕТОД МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается. Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ.

СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД (МЕТОД КРИВЫХ) ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1892 году, также он использовал метод удельных плотностей запасов для оценки запасов нефти на неразведанных участках. Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов. Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти применяют формулу: Vн=S*m*hнн*Kнн*Q*ρн где: hнн-нефтенасыщенная толщина - Kнн – коэффициент нефтенасыщенности - Q – пересчетный коэффициент для нефти - S – площадь нефтенасыщенности-m - пористость