1. 29. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Методы интенсификации позволяют ускорить отбор извлекаемых запасов нефти и быстрее достичь утвержденный КИН.

Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин- обработка призабойных зон скважин, с целью увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагн.скв. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:

* химические ( соляно-, глино-,пенно-,термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.

* механические (ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация

*тепловые(горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических)

* физические (вибрационное и акустическое воздействие)

* физико-химические ( обработка ПАВ, растворителями)

1. 30. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей осуществляют мероприятия по приведению в соответствие факт. хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки месторождения.

Это два основных направления:

1. технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;

2. технологии, с изменением числа скважин.

Методы регулирования по первой группе:

1. Методы увеличения гидродинамического совершенства скважин (по характеру и по степени вскрытия)- различные технологии воздействия на ПЗП (ГРП, СКО, вибровоздействие и пр.).

2. Изменение режимов работы скважин (смена штуцеров в фонтанирующих скважинах, смена насосов в скважинах мехфонда, ограничение приемистости нагнетательных скважин).

3. Перевод обводнившегося фонда под закачку (создание поперечных нагнетательных рядов в случаях поблочного разрезания, очаговое заводнение, избирательное заводнение).

4. Приобщение пластов (дострел интервалов).

5. Переход от трехрядных систем разработки на площадные системы заводнения при сохранении фонда скважин.

6. Перевод скважин на вышележащий объект (или добуривание их на нижележащий) без изменения числа скважин на многопластовом месторождении.

Методы регулирования по второй группе:

1. Уплотнение сеток скважин по объектам разработки.

2. Разукрупнение эксплуатационных объектов.

1. Заложение (бурение) дополнительных нагнетательных скважин для создания блочно-замкнутых систем заводнения.

2. Перевод скважины на вышележащий объект разработки (возврат на верхний объект).

3. Добуривание скважин на нижний объект разработки (уменьшение фонда скважин по основному объекту и увеличение фонда по нижележащему объекту разработки).

4. Вывод скважин из эксплуатации при достижении предельной обводненности продукции.

5. Заложение дополнительных нагнетательных скважин (на краевых зонах блоков разрезания)

6. Добуривание ГС, многоствольных скважин, оформление резервногофонда(для однородных коолекторов 10-12%)