Плотность сетки скважин
Плотность - сетка - скважина
Плотность - сетка - скважина
Cтраница 1
Плотность сетки скважин является одним из определяющих факторов разработки. [1]
Плотность сетки скважин на месторождениях США, из которых извлечено более 50 % начальных извлекаемых запасов, в среднем составляет около 6 га / скв, на месторождениях, из которых Извлечено менее 50 % начальных извлекаемых запасов, - порядка 16 - 18 га / скв. [2]
Плотность сетки скважин - важный, но не единственный элемент системы разработки. Известно, что при разрежении сеток скважин по сравнению с ранее применяемыми в 5 - 10 раз на месторождениях Урало-Поволжья достигнуто резкое повышение нефтеотдачи при применении различных видов заводнения. В работах [73, 76] приведены лишь некоторые сведения о положительном влиянии на показатели разработки дополнительного разрезания залежей, смене фильтрационных потоков и других мероприятий по совершенствованию систем заводнения. [3]
Плотность сетки скважин на максимальный темп разработки влияет двояко. С одной стороны, наличие большого числа скважин способствует росту добычи из залежей, с другой - при плотной сетке резко удлиняется период освоения залежей, что приводит к снижению максимального темпа разработки. [4]
Плотность сетки скважин ьычислена по радиусу зоны дренирования, определенному в зависимости от величины средней проницаемости. [6]
Плотность сетки скважин определена как частное от деления проекции площади нефтеносности на количество скважин. [7]
Плотность сетки скважин, предусмотренная Генсхемой, не обеспечивала достижения утвержденной нефтеотдачи, не соответствовала реальному геологическому строению пластов и поэтому уже в процессе разработки ее пришлось менять, уплотнив против проекта в 1 8 раза. [8]
Плотность сетки скважин в пределах внешнего контура нефтеносности по залежи ДП Константиновской площади составляет 20 га / скв. ВНЗ залежи ДП Константиновской площади разбурена с плотностью сетки скважин 36 га / скв. Залежь с 1954 г. разрабатывается с применением законтурного заводнения. [10]
Плотность сетки скважин была доведена до 12 1 га / скв. В результате такой плотной сетки достигнута высокая нефтеотдача. [11]
Плотность сетки скважин, предусмотренная Генсхемой, не обеспечивала достижения утвержденной нефтеотдачи, не соответствовала реальному геологическому строению пластов и поэтому уже в процессе разработки была изменена за счет уплотнения против проекта в 1 8 раза. [12]
Плотность сетки скважин по своему физическому смыслу представляет собою среднюю площадь дренажа эксплуатационной скважины, и перемещение контура нефтеносности не оказывает влияние на эффективность дренажа залежи по площади. Как показало исследование особенностей выработки нефтяных пластов при водонапорном режиме [61], процесс нефтеотдачи из каждого участка залежи продолжается независимо от того, прошел через него контур нефтеносности или нет. Поэтому учет перемещения контура нефтеносности не нужен, и при определении плотности сетки скважин всегда следует использовать площадь нефтяной залежи в ее начальных границах. [13]
Плотность сетки скважин определяется параметрами сетки скважин. [14]
www.ngpedia.ru
Выбор - плотность - сетка - скважина
Выбор - плотность - сетка - скважина
Cтраница 1
Выбор плотности сетки скважин и выделение эксплуатационных объектов являются наиболее ответственными задачами проектирования разработки месторождений. [1]
Выбор плотности сетки скважин в значительной мере обусловливается вязкостью нефти. [2]
На выбор плотности сетки скважин существенное влияние может оказывать глубина залежи. Из экономических соображений при прочих равных условиях для глубокозалегающих пластов целесообразными могут оказаться более разреженные сетки по сравнению с сетками при небольших глубинах. В таких случаях разреженную сетку сочетают с более активной системой воздействия. Однако необходимо учитывать, что по объектам с неблагоприятной геологической характеристикой при разреженных сетках потери нефти в недрах возрастают. [3]
При выборе плотности сетки скважины следует размещать равномерно по запасам и при одновременном разбуривании всего объекта разработки. [4]
При выборе плотности сетки скважин размещение скважин следует производить равномерно по запасам и при одновременном раа-буривакии всего объекта разработки. [5]
При выборе плотности сетки скважин принимают во внимание прерывистость нефтяных пластов. С учетом этой прерывистости дополнительно увеличивается эффективность сгущения сетки скважин как в отношении общего дебита, так и конечной нефтеотдачи. [6]
При выборе плотности сетки скважин ( ПСС) до сих пор оперируют ее площадной характеристикой. Следует, однако, помнить, что каждая скважина дренирует какой-то объем продуктивного пласта. [7]
При выборе плотности сетки скважин УКВ для более разреженных сеток должны увеличиваться, а для более плотных - уменьшаться по сравнению с базовыми нормативами. Базовые УКВ определены для сетки 25 га / скв. При проектировании систем разработки месторождения помимо равного количества кустов предусматривается равное количество скважин с различным соотношением добывающих и нагнетательных. Если использовать для расчета капитальных вложений фиксированные УКВ на одну добывающую скважину, которые определены в основном для соотношения скважин 3: 1, то в вариантах с более интенсивными системами разработки расчетные капитальные вложения будут занижены. В этой связи возникает необходимость корректировки нормативов УКВ в зависимости от плотности сеток скважин и систем разработки. [8]
Вопрос о выборе плотности сеток скважин для осуществления методов увеличения нефтеотдачи пластов в промышленных условиях остается до настоящего времени дискуссионным. При анализе зарубежного опыта обращает внимание зависимость плотности сетки от масштабов работ, определяемых их целью. Промышленное внедрение метода в больших объемах направлено на получение экономического и технологического эффекта. Промышленный эксперимент предназначен для отработки технологии и получения объективной оценки технологической эффективности процесса в кратчайшие сроки. При этом вопросы экономической выгоды не являются для предпринимателей определяющими, поэтому они идут на затраты, связанные с бурением дополнительных скважин. [9]
В заключение - выбор плотности сетки скважин, определение рациональной нефтяной площади и рациональных извлекаемых запасов нефти на одну пробуренную скважину. [10]
Следовательно, при выборе плотности сетки скважин, даже в пределах одного месторождения, необходим дифференцированный подход. При этом критерием должна быть не столько плотность сетки скважин по отношению к площади нефтеносности, сколько величина запасов, приходящихся в среднем на скважину. [11]
Наглядным примером изложенного является выбор плотности сетки скважин для VII горизонта месторождения Сангачалы-мо-ре - Дуванный-море - о. [12]
Глубина залегания продуктивных пластов влияет на выбор плотности сетки скважин и активность системы заводнения. При глубоко залегающих пластах увеличивать плотность сетки скважин из экономических соображений неэффективно. Поэтому более разреженные, чем следовало бы при данных геолого-физических условиях, сетки скважин сочетают с более активными системами заводнения, например с разрезанием залежи на узкие полосы. [13]
От глубины залегания продуктивных пластов во многом зависит выбор плотности сетки скважин и активность системы заводнения. При больших глубинах возможности применения сеток скважин со значительной их плотностью сокращается по экономическим соображениям. [14]
С использованием зависимостей экспресс-метода расчета процесса разработки, выбор плотности сетки скважин можно значительно упростить. [15]
Страницы: 1 2 3
www.ngpedia.ru
Уплотнение сетки скважин как метод оптимизации затрат - Добыча
В целях активного повышения конкурентоспособности компании Татнефть и роста ее инвестиционной активности в 2018 году советом директоров была рассмотрена и принята новая стратегия развития до 2030 года. Одним из проектов, утвержденным генеральным директором ПАО «Татнефть» Н.У. Магановым, реализуемым в рамках данной стратегии является: «Увеличение коэффициента извлечения нефти за счет рентабельной добычи уплотненной сеткой скважин на месторождениях ПАО Татнефть».
В настоящее время значительные запасы нефти месторождений ПАО «Татнефть» сосредоточены в сложнопостроенных, низкопродуктивных залежах карбонатных коллекторов, нефть которых в основном характеризуется высокой вязкостью. Текущие значения технологических показателей разработки залежей объясняются в основном: низкой продуктивностью карбонатных коллекторов, высокой геологической неоднородность пластов, высокой вязкостью нефти, сложной структурой пустотного порового пространства и наличием трещиноватости.
Еще в 80-х годах в структурном подразделении ПАО «Татнефть» – НГДУ Ямашнефть, на опытных участках Ямашинского месторождения разбуренных по экспериментальной уплотненной сетке 200 200 и 100 100 проводились работы по определению добывных возможностей вязких нефтей в коллекторах башкирского яруса, как на естественном режиме эксплуатации так и в условиях внутриконтурного заводнения.
Полученные результаты позволили определить наиболее эффективные режимы работы скважин и подобрать оптимальное значение плотности сетки для эксплуатации подобных участков.
Строительство скважин по уплотненной сетке подразумевает собой бурение не традиционных скважин, а скважин малого диаметра – СМД. (диаметр э/к 102 – 114 мм). Тиражирование строительства скважин по новой технологии с диаметром эксплуатационной колонны – 114 мм началось в Татнефти еще в 2006 году, в 2016 году – была пробурена скважина с диаметром колонны 102 мм. Бурение скважин малого диаметра в сравнении со скважинами традиционной конструкции позволяет снижать затраты в среднем на 58 %. Но ведь скважину мало пробурить – ее нужно освоить, т.е. получить промышленный приток нефти, внедрить глубинно-насосное оборудование, построить систему трубопроводов и оснастить средствами контроля и замера дебитов жидкости и здесь тоже не обошлось без новых подходов и решений. Ключевыми направлениями оптимизация затрат, помимо самого бурения скважины по технологии СМД, стали:
• в части компоновки глубинно- насосного оборудования:
использование штанг 1 облегченной конструкции типа ПЦ-30, ПЦ-40 производства БМЗ ПАО «Татнефть», взамен ПЦ-60 или СК.
• в части обустройства и электроснабжения:
применение выкидных трубопроводов диаметром 57 мм взамен 89 мм., использование одного дренажного колодца на каждые 3 скважины, использование б/у труб для ливневых канализаций, использование провода меньшего сечения АС-50 взамен АС‑70, использование силового кабеля меньшего сечения АВВГ – 4 6 взамен 4 10, а также КТП – 25 кВа столбового типа, использование группового замера дебита скважин, внедрение малогабаритных станций управления для цепных приводов.
Все эти мероприятия позволили в конечном итоге получить эффективность инвестиций на 15 % выше запланированных показателей, в пределах окупаемости проекта. Кроме того реализация проекта по прогнозам в ближайшие 15 лет позволит увеличить КИН на месторождениях в среднем на 4 – 6 %.
Всего по данной программе в компании ПАО «Татнефть» пробурено более 750 скважин, а потенциальный фонд для бурения составляет еще около 7000 скважин на 46 месторождениях. В завершении хотелось бы отметить, что структурное подразделение ПАО «Татнефть» – НГДУ «Ямашнефть» в 2019 году отмечает свой полувековой юбилей. За прошедшие годы коллективом управления решено множество задач как в области разработки месторождений и добычи нефти, так и в промысловой подготовки. Хочу поздравить с 50-летием весь коллектив НГДУ «Ямашнефть», а также его руководителя В.В. Смыкова и пожелать дальнейших успехов в производстве и достижения новых высот.
«Будущее зависит от того, что Вы делаете сегодня» (Махатма Ганди)
magazine.neftegaz.ru
Система размещения и плотность сеток скважин — МегаЛекции
Для вертикальных скважин рекомендуются следующие системы (схемы) размещения:
- равномерное,
- неравномерное (купольное),
- кустовое, блочно-кустовое;
Для горизонтальных скважин-
- продольное,
- поперечное,
- продольно-кустовое и кустовое.
Предлагается также смешанное размещение для вертикальных и горизонтальных скважин.
Равномерное размещении газовых скважин может быть только в том случае, если газоносный пласт имеет постоянную толщину по всей площади (в природе такой идеальный вариант практически трудно встретить) и постоянные емкостные и фильтрационные параметры.
Целесообразнее расположить скважины в центральной (сводовой) части залежи. Но со временем такое групповое расположение создает неблагоприятные условия эксплуатации для центральных скважин из-за образования депрессионной воронки, а для отдаленных участков залежи значительных сопротивлений, связанных с расстоянием от контура питания до этих скважин.
Неравномерность распределения давления будет существенно зависеть как от дебитов каждой скважины, так и от отбора из залежи.
Влияние формы сетки размещения газовых скважин было проанализировано Б.Б. Лапуком.
С точки зрения снижения сопротивления (т.е. потерь давления), по его мнению, целесообразнее располагать скважину так, чтобы стороны дренирования были равноудалены от скважины, т.е. предпочтение отдается кругу, квадрату, шестиугольнику, но не прямоугольнику с сильно отличающимися сторонами.
Влияние расстояния между вертикальными скважинами (плотность сеток) на их производительность в первом приближении может быть сведено к оценке доли геометрии зоны дренирования в общем фильтрационном сопротивлении.
Выбор расстояния между скважинами на ранней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений изучался путем увеличения числаскважин на кольцевой батарее и изменения при этом добычи нефти (газа) как по каждой скважине, так и по батарее в целом.
Согласно Б.Б. Лапуку, между числом скважин и продолжительностью разработки газовой залежи имеется определенная закономерность, и она очень близка к гиперболической зависимости.
При равномерном размещении скважин удельная площадь, приходящаяся на одну скважину, будет определяться формулой
| (4) |
где F — общая площадь газоносности; n – число скважин.
При неравномерном размещении скважин газоносная площадь может быть разделена на несколько участков с различным числом скважин и, следовательно, с различными удельными площадями. Величину Fi можно выразить через площадь круга, т.е
| , откуда Rп = (F/π)0.5 | (5) |
где Rп — радиус контура питания скважины (внешней границы дренируемой зоны).
Естественно, что для горизонтальной скважины новая конструкция ствола создала новую геометрию дренирования. Принятая для вертикальных скважин форма сетки расположения не вписывается в зону, дренируемую горизонтальной скважиной. Поэтому форма сетки размещения горизонтальных скважин в большинстве исследований принята в виде полосообразного (вместо кустового для вертикальных стволов) пласта с постоянными фильтрационно - емкостными свойствами (ФЕС).
Форма зоны дренирования существенно зависит от совершенства горизонтальной скважины по вскрытию полосообразного пласта. Для снижения величин фильтрационного сопротивления необходимо, чтобы горизонтальный ствол полностью вскрывал полосообразную залежь.
Форма сетки и тип скважин (вертикальный или горизонтальный) выбираются, исходя из положения газоводяного (при наличии оторочки газонефтяного) контакта, толщины пласта (пропластков), последовательности их залегания при значительных различиях проницаемостей, удельных запасов, а также непроницаемых слоев между пластами.
На направление горизонтального ствола и на тип скважины сильно влияют направление и густота трещин в трещиноватых коллекторах.
По мнению С.Н. Закирова (1998 г) в теории и практике разработки газовых месторождений широкое распространение получили следующие системы размещения скважин:
- равномерное по квадратной или треугольной сетке;
- в виде кольцевых батарей или цепочек скважин; в центральной (сводовой) части залежи;
- в виде кустов;
- неравномерное размещение скважин на площади газоносности
С точки зрения теории проектирования разработки под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется депрессионной воронки, т.е. пластовые давления вдали от каждой скважины примерно одинаковы и близки к среднему рпл на соответствующий момент.
Тогда динамика дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего рпл по залежи в целом. Геометрически равномерной сетке удовлетворяет условие достаточной однородности пласта по коллекторским свойствам.
В случае существенной неоднородности пласта под равномерной сеткой размещения можно понимать такую, при которой выполняется соотношение
| (6) |
где qi – дебит i-й скважины; aWi – газонасыщенный объем дренирования i-й скважины. При переменных во времени дебитах в (6) подставляются значения соответствующих добытых количеств газа по каждой скважине.
Размещение разведочных скважин может значительно влиять на систему размещения добывающих скважин (РДС). Поэтому на практике наиболее распространена схема неравномерного размещения скважин.
На сетку РДС влияют поверхностные условия.
Таким образом, равномерное размещение скважин (РРС) рекомендуется при разработке в условиях газового режима и значительной однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам.
В этих условиях пластовые давления в каждый момент изменяются от точке к точке пласта незначительно и близки к среднему рпл. Дебиты скважин, при прочих равных условиях, определяются рпл.
Поэтому дебиты скважин при РРС больше, чем при других сетках. Это означает что и необходимое число скважин оказывается минимальным.
При РРС давления на устьях скважин близки между собой и падают медленнее, чем при других схемах. Следовательно, отодвигаются сроки ввода КС, установок искусственного холода. Вместе с тем при РРС увеличивается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.
Размещение скважин в виде кольцевых батарей (РСКБ) или цепочек используется при проектировании систем разработки с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа или воды.
При РСЦ и РСКБ быстрее падают забойные и устьевые давления и дебиты скважин, раньше требуется ввод дополнительных скважин.
Газосборные системы и промысловые коммуникации отличаются компактностью.
Обосновывается и подтверждается расчетами целесообразность размещение добывающих скважин в наиболее продуктивных зонах, в частности, в центральной купольной части (РСЦЗ) месторождения.
Основные доводы в пользу этой системы расположения скважин следующие.
Продлевается период безводной эксплуатации скважин (особенно в «сухом поле», где отсутствует контурная вода и лучшие коллекторские свойства пласта). Однако конечное число скважин, время ввода и потребная мощность ДКС зависят от «глубины» сформировавшейся общей депрессионной воронки.
Если коллекторские свойства пласта улучшаются к своду структуры, то, например, при РСЦЗ необходимое число скважин может получиться меньше по сравнению с другими вариантами.
При водонапорном режиме(ВР) предпочтение нельзя сразу отдать ни одной из рассматриваемых систем размещения скважин.
При ВР имеет значение не только система размещения скважин на площади газоносности, но и характер их размещения на структуре и особенности вскрытия продуктивных отложений.
Преимущества РРС перед РСЦЗ – в результате более высоких рпл в первом случае дебиты скважин могут оказаться большими (на момент равенства отобранных количеств газа, необходимое число скважин-меньшим, увеличивается срок бескомпрессорной эксплуатации).
Система РРС при ВР (как и при газовом) может оказаться предпочтительной при резкой литологической изменчивости продуктивных отложений. Эта система способствует приобщению к дренированию выклинивающихся пластов и пропластков, увеличению конечного коэффициента газоотдачи (КГО).
При любой системе размещения скважин по площади газоносности следует стремиться к приобщению всего продуктивного разреза к разработке. Это предотвратит преждевременное обводнение и выбытие некоторых скважин из эксплуатации, будет способствовать получению наибольшего коэффициента газоотдачи, а также повышению дебитов скважин и замедлению темпов падения их во времени.
Только учет всей наличной информации, исследование различных вариантов размещения скважин обеспечат обоснованный выбор оптимальной системы разработки.
Все сказанное для газового месторождения применимо для газоконденсатного при разработке его в режиме истощения.
Однако, варианты размещения скважин, приводящие к образованию глубокой общей депрессионной воронки, с точки зрения конденсатоотдачи, менее эффективны. Добыча конденсата снижается во времени интенсивнее по сравнению с равномерным снижением рпл по всей продуктивной площади (С.Н. Закиров, 1983).
Для разработки газоконденсатных скважин с ППД обратной закачкой сухого газа в пласт (сайклинг-процесс) имеются определенные рекомендации.
Так, М. Маскет считает, что цепочки или батареи добывающих и нагнетательных скважин следует располагать на возможно больших расстояниях друг от друга для достижения наибольшего коэффициента охвата процессом вытеснения по площади.
Наилучшие результаты достигаются при размещении скважин вблизи границ пласта. Однако при этом не учитывается предстоящий период разработки на истощение, при котором эти скважины быстро обводнятся. Кроме того, увеличение расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами приводит к значительным потерям давления в пласте, а значит к ретроградным потерям конденсата.
Эти недостатки в значительной мере устраняются, если добывающие и нагнетательные скважины располагать по пятиточечной или семиточечной схемам (как при заводнениинефтянных месторождений).
Некоторые исследователи предлагают размещать нагнетательные скважины на своде, а добывающие – на периферии структуры. При этом за счет разности плотностей сухого и жирного газов можно достичь увеличение коэффициента охвата.
Однако расположение добывающих скважин на периферии вследствие неравномерности дренирования по толщине и неоднородности пласта по коллекторским свойствам может привести их к преждевременному обводнению.
Расположение же нагнетательных скважин (НС) на периферии создает «барьер» давления, который препятствует поступлению воды в залежь.
При ППД закачкой воды в пласт можно рассматривать различные варианты размещения НС, так же, как при разработке нефтяных месторождений. Возможно ППД законтурным заводнением и различными разновидностями внутриконтурного заводнения.
Рекомендуемые страницы:
Воспользуйтесь поиском по сайту:
megalektsii.ru
Плотность - сетка - добывающая скважина
Плотность - сетка - добывающая скважина
Cтраница 1
Плотность сетки добывающих скважин в зоне сплошного разбуривания составляет 15 - 20 га на 1 скважину по залежам девонских отложений и 10 - 16 га на 1 скважину по залежам нижнего карбона. [1]
Плотность сетки добывающих скважин условная. [2]
Между коэффициентом нефтеотдачи и плотностью сетки добывающих скважин, а также системой расположения нагнетательных скважин существует связь. Для характеристики этой связи обычно пользуются коэффициентом охвата пласта сеткой скважин или просто коэффициентом сетки, показывающим, какой объем площади находится под активным воздействием системы нагнетательных и добывающих скважин. Этот объем обычно относится ко всему объему пласта, и коэффициент сетки выражают в долях от единицы или процентах. [3]
Это вызвано тем обстоятельством, что плотность сетки добывающих скважин определяется средним размером продуктивных линз, и, следовательно, в этих зонах должны быть реализованы различные плотности сетки скважин. [4]
Коэффициент дренирования зависит от прерывистости пластов, плотности сетки добывающих скважин, системы их размещения, системы заводнения, а для месторождений с неньютоновскими нефтями - и от градиента давления. Этот коэффициент определяют обычно на основе дебитометрии и расходометрии, при помощи которых устанавливается отсутствие притока нефти из гидродинамически изолированных линз и пропластков. [6]
Этот вывод качественно соответствует и результатам оценки влияния плотности сетки добывающих скважин на величину коэффициента нефтеотдачи. [7]
Считается, что непрерывная часть пласта будет в процессе разработки полностью охвачена воздействием, полулинзы частично ( коэффициент охвата а) в зависимости от плотности сетки добывающих скважин и их расположения, а линзы не охвачены воздействием вообще. [8]
Плотность сетки добывающих скважин при этом должна соответствовать этому показателю наименее продуктивного объекта разработки. [9]
В работе [71] выполнен обзор работ по использованию методов математической статистики для прогнозирования коэффициента нефтеотдачи пластов. Показано, что первой попыткой сбора, систематизации и анализа промыслового материала по нефтеотдаче, выполненной специально с целью статистической обработки данных, следует считать опубликованную в 1948 г. работу Крейза и Баклея. В этой работе были собраны и обработаны геолого-промысловые данные по разработке 103 нефтяных месторождений США. Была решена задача о влиянии плотности сетки добывающих скважин на нефтеотдачу пласта методом графического анализа парных связей между различными факторами и нефтеотдачей. [10]
Тонкие водоплавающие залежи могут достаточно эффективно разрабатываться с использованием горизонтальных скважин. При этом весьма перспективным оказьшается реализация нового технологического режима эксплуатации горизонтальных скважин при заданных ГВФ. Величина заданного ГВФ влияет на все показатели разработки и определяется в результате газогидродинамических и технике-экономических расчетов. На показатели разработки тонких водоплавающих залежей газа влияет плотность сетки добывающих скважин. Проектирование разработки водоплавающих залежей невозможно без достоверных данных о капиллярных давлениях и относительных фазовых проницаемостях. Сложность освоения тонких водоплавающих залежей иногда компенсируется возможностью бескомпрессорной добычи газа. [11]
Страницы: 1
www.ngpedia.ru
Увеличение - плотность - сетка - скважина
Увеличение - плотность - сетка - скважина
Cтраница 1
Увеличение плотности сетки скважин приводит к увеличению нефтеотдачи пластов, но хаотичность процесса приводит к противоположному результату. Поэтому важно определить ту границу, переходить которую не следует, после которой дальнейшее сгущение сетки скважин не дает положительного технологического эффекта. [1]
С увеличением плотности сетки скважин увеличивается, с одной стороны, эффективная проницаемость пласта и, соответственно, темп отбора жидкости, с другой - увеличивается неоднородность пласта ( коэффициент вариации проницаемости), что ухудшает характеристику вытеснения нефти водой, и наоборот. [2]
Наоборот, при увеличении плотности сетки скважин в 2 раза с 32 га / скв до 16 га / скв градиент давления и скорость фильтрации увеличиваются в V2 1 4 1 4 раза. [3]
По отдельным полям коэффициент охвата по одним и тем же пластам увеличивается с увеличением плотности сетки скважин, что хорошо отмечается при сравнении коэффициентов охвата по северному ( 21 га / скв) и южному ( 12 га / скв) полям, несмотря на то, что геологическая неоднородность по южному полю несколько выше, чем по северному. [4]
Зависимость физического нефтеизвлечения от плотности сетки скважин в общем виде дана Маскетом [179]: по мере увеличения плотности сетки скважин извлечение нефти из пласта растет, но темп роста постепенно замедляется и при дальнейшем сгущении сетки скважин остается практически неизменным. [5]
Увеличение градиента давления достигается как уменьшением величины L путем активизации системы заводнения ( уменьшение ширины блоков, увеличение плотности сетки скважин, применение площадного заводнения), так и повышением давления на линии нагнетания или снижением давления на забое добывающих скважин. [6]
Также с практической точки зрения открывается возможность вместо выделения нескольких эксплуатационных объектов и соответственно создания нескольких сеток скважин осуществление на одном общем эксплуатационном объекте увеличения плотности сетки скважин в несколько раз. [7]
С помощью этих методов воздействия на нефтяную залежь увеличение текущей добычи нефти, нефтеотдачи и конечной нефтеотдачи достигается за счет увеличения охвата вытеснением по мощности tyk, по площади-фз, по прерывистости фпр путем повышения градиентов давлений и снижения потерь в прерывистых пластах и следствие увеличения плотности сетки скважин. [8]
Еще один аргумент в пользу объединения нефтяных пластов в эксплуатационные объекты: при одинаковых возможностях капитальных затрат на бурение скважин чрезмерное разделение нефтяных пластов на много эксплуатационных объектов во много раз уменьшает число скважин на каждый эксплуатационный объект, во много раз уменьшает плотность сетки скважин по каждому из них; хотя при разработке прерывистых и зонально неоднородных по проницаемости нефтяных пластов ради увеличения полноты извлечения запасов нефти наоборот необходимо увеличение плотности сетки скважин. Тогда встает следующий вполне резонный вопрос: возможное общее число скважин на что использовать - на увеличение числа эксплуатационных объектов или на сгущение сетки скважин. [9]
Из рис. 48 видно, что системы заводнения, обладающие высокой степенью активности, значительно сокращают срок разработки нефтяной залежи. Увеличение плотности сетки скважин также сокращает срок разработки нефтяной залежи, но влияние активности системы заводнения более значительно. [11]
Степень выдержанности пласта играет важную роль во всех типах моделей заводнения. Если она контролируется стратиграфическими изменениями или есть выклинивания, то увеличение плотности сетки скважин может оказаться необходимым для оптимизации экономических показателей. Это значит, что выбранную в начале модель заводнения необходимо будет поменять или трансформировать после уплотнения
www.ngpedia.ru
Плотность - сетка - эксплуатационная скважина
Плотность - сетка - эксплуатационная скважина
Cтраница 1
Плотности сетки эксплуатационных скважин колеблются в зависимости от свойств коллекторов эксплуатационных объектов. Однако установленная плотность сеток скважин на некоторых месторождениях не всегда соответствует кол-лекторским свойствам и прерывистости конкретных пластов. Принятые сетки - наиболее редкие из применяемых в настоящее время по нефтяным районам страны. [1]
Выбор вида заводнения и плотности сетки эксплуатационных скважин зависит и от проницаемости, и геологической неоднородности коллекторов, а также от вязкости пластовой нефти. При уменьшении проницаемости, высокой степени неоднородности пластов и повышенных значениях вязкости нефти выбирают наиболее активные виды заводнения, вплоть до избирательного и площадного, а также более плотные сетки скважин. [2]
Активность системы разработки в значительной степени определяется также плотностью сетки эксплуатационных скважин. [3]
В третьей главе рассмотрен один из важнейших технологических элементов разработки нефтяной залежи - плотность сетки эксплуатационных скважин, влияние плотности сетки скважин на добычу жидкости и конечную нефтеотдачу пласта. Поскольку влияние в сильной степени зависит от конкретных особенностей геолого-физического строения продуктивных пластов, рассмотрены методы количественной характеристики степени прерывистости и расчлененности пластов. Изложена методика прогноза нефтеотдачи продуктивного пласта. Большое внимание уделено обобщению промысловых данных по влиянию плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу пласта и анализу итогов применения редких сеток скважин в Куйбышевской области. [4]
Главы III и IV посвящены двум важнейшим вопросам современной технологии разработки нефтяных месторождений - плотности сетки эксплуатационных скважин и системе заводнения нефтяных пластов. Именно эти технологические элементы и определяют в основном современную технологию разработки нефтяных залежей: в совершенствовании этих технологических элементов и наблюдается в настоящее время прогресс в разработке нефтяных месторождений. [5]
Таким образом, всего было рассмотрено шесть вариантов системы заводнения пласта и десять вариантов по плотности сетки эксплуатационных скважин. Затем на ЭЦВМ был рассчитан отбор жидкости для 60 вариантов разработки отдельного блока, характеризуемого различной системой заводнения и различной плотностью сетки скважин. Так как размеры блока меняются в широких пределах, то основное значение имеет не абсолютная величина отбора жидкости, а отношение отбора к извлекаемым запасам блока. [6]
Среди контролируемых факторов на динамику отбора жидкости влияют: система разработки ( размещение нагнетательных и плотность сетки эксплуатационных скважин), режимы закачки воды ( давление нагнетания и темпы закачки), техническая характеристика насосного оборудования для подъема жидкости из эксплуатационных скважин и некоторые другие. [7]
На заседании железнодорожной комиссии Техаса 20 / IV 1955 г. было рекомендовано в промысловой инструкции предусмотреть плотность сетки эксплуатационных скважин в 32 4 га па 1 скважину. Согласно этой рекомендации 9 / V 1955 г. комиссия утвердила для месторождения X-D ( Строуя) такую плотность сетки. При разработке этого месторождения с плотностью сетки в 32 4 га на 1 скважииу, а не в 16 2 га отпадает необходимость в бурении 22 скважин и снижается стоимость эксплуатации. [8]
Для различных площадей разработки месторождения в зависимости от особенностей их геологического строения могут проектироваться различные по плотности сетки эксплуатационных скважин. [9]
Проницаемость и геологическая неоднородность коллекторов, а также вязкость пластовой нефти определяют выбор вида заводнения и плотности сетки эксплуатационных скважин. С уменьшением проницаемости, возрастанием степени неоднородности и вязкости нефти достижение возможно более высокой нефтеотдачи обеспечивается путем применения более активных видов заводнения, вплоть до избирательного и площадного, а также более плотных сеток скважин. [10]
Основными элементами в системе разработки каждого эксплуатационного объекта ( залежи) являются - схема размещения и плотность сетки эксплуатационных скважин на площади. [11]
Месторождение X-D ( Строун) в Западном Техасе, открытое I / Ill 1954 г., эксплуатировалось при плотности сетки эксплуатационных скважин в 32 4 га на 1 скважину до издания промысловых правил. [12]
При проектировании разработки учитывают, что динамика добычи нефти и отбора жидкости, а также конечная нефтеотдача в значительной мере определяются плотностью сетки эксплуатационных скважин, особенно при повышенной вязкости пластовой нефти и резко неоднородном строении пластов. [13]
Ширина площади ( полос), число эксплуатационных рядов, а также расстояние между нагнетательными и первыми рядами эксплуатационных скважин, тесно связаны с плотностью сетки эксплуатационных скважин. [14]
Увеличение интенсивности систем разработки и нефтеотдачи при этом может быть достигнуто путем повышения градиентов давления за счет приближения зон, источников воздействия к зонам эксплуатации, увеличения плотности сетки эксплуатационных скважин, включая методы одновременной раздельной их эксплуатации, повышения давлений нагнетания, изменения направления фильтрационных потоков. [15]
Страницы: 1 2
www.ngpedia.ru
Плотность сетки - Справочник химика 21
При разработке нефтяных месторождений плотность сетки скважин, а также их взаимное расположение (в виде рядов, круговых батарей, прямоугольной сетки и т. д.) играет первостепенную роль для определения суммарной добычи. [c.116]Сетка скважин. Один из основных вопросов при внедрении мицеллярного заводнения — выбор системы расположения скважин, плотность сетки. [c.198]
Исследование молекулярных масс жидких полисульфидных полимеров, проведенное в работе [13], показывает также-, что -сред--нечисленная функциональность их занижена, что, по-видимому, связано с наличием в полимере молекул, не содержащих функциональных групп. Функциональность жидкого тиокола определяет плотность сетки вулканизатов [23]. [c.559]
Форма и распределение остаточных запасов нефти определяются комплексом естественных (природных) и искусственных (технологических) факторов. В конечном счете все факторы, определяющие коэффициент нефтеотдачи, влияют на распределение и состояние остаточной нефти. Мы не будем подробно останавливаться на влиянии различных факторов на нефтеотдачу, достаточно полно изложенном в опубликованной литературе. Важнейшими факторами, влияющими на нефтеотдачу, следует считать вязкость нефти, свойства коллектора, начальное состояние нефти и газа, плотность сетки скважины и режим разработки. [c.85]
Приведенные, а также другие многочисленные примеры позволили сформулировать один из принципов, которого придерживаются башкирские нефтяники — каждый участок пласта (залежи нефти) вырабатывается в основном с помощью тех скважин, которые на нем расположены. С этим принципом неразрывно связан и второй принцип — плотность сетки скважин существенно влияет на нефтеотдачу пласта. Выше уже говорилось [c.129]
Указанные мероприятия могут быть с наибольшим успехом осуществлены при централизации снабжения технологической жидкостью. В зависимости от конкретных условий (система разработки, плотность сетки скважин, рельеф местности, климатические условия, наличие или отсутствие густой сети дорог и т. д.) уровень централизации должен быть разным. [c.37]
Стандарт ПО Башнефть Методика выбора плотности сетки скважин в условиях залежей платформенной Башкирии, сложенных карбонатными коллекторами в естественном режиме истощения пластовой энергии . [c.29]
Это явление можно объяснить изменением плотности сетки зацеплений при средних и больших скоростях течения. При таких числах Деборы перемещающиеся молекулы сопротивляются разрушению сетки зацеплений сильнее, чем в естественном состоянии, и в результате в структуре полимера возникают избыточные напряжения, появление которых и приводит к экстремуму на зависимости напряжений от времени. Равновесная плотность сетки зацеплений достигается лишь по истечении значительного времени после прекращения течения, т. е. упомянутые выше структурные изменения обратимы. [c.139]
При промышленном внедрении мицеллярного заводнения плотность сетки должна быть невысокой, так как риск разрушения закачиваемой оторочки с увеличением расстояния между скважинами возрастает. [c.198]
Действительно, анализ новых методов повышения нефтеотдачи, реализованных в США за 5 лет (1974—1978 гг.), показал, что наименьшая средневзвешенная плотность сетки скважин 10 м /скв. была при вытеснении нефти мицеллярными растворами. Величина плотности сетки скважин па 24 участках с мицеллярным заводнением изменялась от 0,001 до 0,160 км скв., причем только в одном случае плотность сетки превышала 0,1 км / кв., площадь опытных участков не более 1 км . Начиная с 1979 г. фирма Марафон ойл осуществляет более крупный опыт на площади около 2 км2. Но и при крупномасштабном воздействии площадь, приходящаяся на одну скважину, не будет превышать 0,1—0,15 км , а в среднем около 0,01—0,02 км . [c.198]
Как отмечалось в гл. I, в большом мас-. штабе времени структура полимеров хорошо описывается моделью хаотически переплетенных цепей. Молекулярная сетка, обусловленная переплетениями макромолекул, отчетливо проявляется в опытах по вытяжке полимеров, например полиметилметакрилата, причем плотность сетки повышается с понижением температуры. В процессе течения в узлах происходит проскальзывание цепей, разрушение узлов и образование новых. [c.181]
В сетчатых полимерах существование надмолекулярных организаций зависит от плотности сетки химических связей. С увеличением степени полимеризации сетчатых полимеров обедняется конформационный набор цепей, снижается их гибкость и уменьшается вероятность существования надмолекулярных образований. [c.122]
НИИ концентрации увеличивается плотность сетки), степень дисперсности (с увеличением размера частиц диффузия затрудняется) и природа частиц (возможность адсорбции и химических реакций). [c.243]
КИ эбонита в несколько раз больше плотности сетки мягких вулканизатов. [c.577]
Важнейшими являются проблема оптимизации плотности сетки для конкретных геолого-физических условий и порядок разбуривания залежей. В нашей стране в основном принято двухстадийное разбуривание нефтяных залежей первоначально разбуривание по редкой сетке скважин с последующим избирательным уплотнением с целью увеличения охвата неоднородных пластов заводнением, стабилизации добычи нефти и повышения нефтеотдачи [3, 6, 29, 24, 31, 21 и др.]. Эффект от уплотнения сетки скважин зависит от степени расчлененности объекта разработки, коллекторских свойств совместно эксплуатируемых пластов и стадии разработки. В работе [21] на примере Ромашкинского месторождения показано за 1962—1972 гг. среднегодовая добыча нефти на одну дополнительно пробуренную уплотняющую скважину [c.43]
Таким образом, полный охват неоднородных пластов выработкой (воздействием) практически невозможен только доведением до совершенства системы заводнения, включая и нестационарное заводнение, и достижением оптимальной плотности сетки скважин. С усилением геолого-физической неоднородности разрабатываемых пластов и повышением вязкости нефти эффективность заводнения снижается. Нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя невытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках и зонах. В табл. 2.1 приведены условия применения гидродинамических методов регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении. Как видно из приведенной таблицы и результатов краткого обзора, ги
www.chem21.info
Плотность сетки скважин
Под плотностью сетки скважин понимается площадь дренирования, приходящаяся на одну скважину (га/скв.).
При термических методах воздействия на пласт наибольшая тепловая эффективность достигается при сравнительно плотных сетках скважин. Это касается как непрерывного ввода в пласт теплоносителя, так и создания тепловых оторочек и перемещений их другими вытесняющими агентами. С ростом расстояния
между скважинами (т. е. с уменьшением плотности сетки скважин) необходимый размер тепловых оторочек увеличивается. Поэтому на начальном этапе проектирования разработки можно, исходя из принципа наибольшей тепловой эффективности, оценить максимально допустимую плотность сетки скважин и для дальнейшего технико-экономического анализа рассматривать варианты разработки с плотностью сетки скважин, не превышающей максимально допустимые значения.
Для выбора максимально возможной плотности сетки скважин применяют следующее допущение: в качестве предельно допустимого применяется расстояние, которое достигает тепловой фронт с заданной температурой при создании тепловой оторочки, равной одному объему пор, перемещаемой ненагретой водой. Это расстояние будет зависеть, в первую очередь, от толщины пласта и его проницаемости, так как этими параметрами в основном определяется темп ввода в пласт тепла, перемещение тепловых оторочек и уровень потерь в окружающие породы.
Плотность и система расстановки скважин должны определяться с учетом данных о строении пласта и глубины его залегания. Чем больше толщина пласта, тем рациональнее использовать более редкие сетки скважин, хотя при этом снижается технологическая или энергетическая эффективность процесса. Считается, что для глубокозалегающих пластов (800—1500 м) необходимо рассматривать варианты с плотностью сетки 4—6 га/скв., а для многопластовых глубокозалегающих месторождений, где непроницаемые пропластки не превышают 6—7 м — укрупнение объектов разработки. При глубине залегания многопластовых месторождений до 250 м рекомендуется рассматривать варианты с плотностью сеток 1 га/скв. и нескольких самостоятельных сеток с последующим возвратом скважин на вышележащие пласты. Экономически такой прием оправдан, так как срок службы скважин в 2—3 раза может быть больше, чем разработка объекта при плотной сетке скважин [ЮЗ].
При составлении проекта теплового воздействия на ранее разрабатываемых залежах со сложившейся сеткой скважин необходимо рассматривать вариант с использованием существующей сетки, а также возможностью ее уплотнения.
Таким образом, приведенные примеры показывают, что применение принципа наибольшей тепловой эффективности термических процессов позволяют практически однозначно решать всю совокупность вопросов, стоящих при проектировании разработки месторождений термическими методами.
В более широком плане принцип наибольшей тепловой эффективности должен распространяться не только на технологию разработки пластов, но также на систему поверхностное оборудование — скважина — пласт и учитываться как важнейший фактор при технико-экономических анализах вариантов разработки.
mykonspekts.ru
Плотность сетки скважин
Под плотностью сетки скважин понимается площадь дренирования, приходящаяся на одну скважину (га/скв.).
При термических методах воздействия на пласт наибольшая тепловая эффективность достигается при сравнительно плотных сетках скважин. Это касается как непрерывного ввода в пласт теплоносителя, так и создания тепловых оторочек и перемещений их другими вытесняющими агентами. С ростом расстояния
между скважинами (т. е. с уменьшением плотности сетки скважин) необходимый размер тепловых оторочек увеличивается. Поэтому на начальном этапе проектирования разработки можно, исходя из принципа наибольшей тепловой эффективности, оценить максимально допустимую плотность сетки скважин и для дальнейшего технико-экономического анализа рассматривать варианты разработки с плотностью сетки скважин, не превышающей максимально допустимые значения.
Для выбора максимально возможной плотности сетки скважин применяют следующее допущение: в качестве предельно допустимого применяется расстояние, которое достигает тепловой фронт с заданной температурой при создании тепловой оторочки, равной одному объему пор, перемещаемой ненагретой водой. Это расстояние будет зависеть, в первую очередь, от толщины пласта и его проницаемости, так как этими параметрами в основном определяется темп ввода в пласт тепла, перемещение тепловых оторочек и уровень потерь в окружающие породы.
Плотность и система расстановки скважин должны определяться с учетом данных о строении пласта и глубины его залегания. Чем больше толщина пласта, тем рациональнее использовать более редкие сетки скважин, хотя при этом снижается технологическая или энергетическая эффективность процесса. Считается, что для глубокозалегающих пластов (800—1500 м) необходимо рассматривать варианты с плотностью сетки 4—6 га/скв., а для многопластовых глубокозалегающих месторождений, где непроницаемые пропластки не превышают 6—7 м — укрупнение объектов разработки. При глубине залегания многопластовых месторождений до 250 м рекомендуется рассматривать варианты с плотностью сеток 1 га/скв. и нескольких самостоятельных сеток с последующим возвратом скважин на вышележащие пласты. Экономически такой прием оправдан, так как срок службы скважин в 2—3 раза может быть больше, чем разработка объекта при плотной сетке скважин [ЮЗ].
При составлении проекта теплового воздействия на ранее разрабатываемых залежах со сложившейся сеткой скважин необходимо рассматривать вариант с использованием существующей сетки, а также возможностью ее уплотнения.
Таким образом, приведенные примеры показывают, что применение принципа наибольшей тепловой эффективности термических процессов позволяют практически однозначно решать всю совокупность вопросов, стоящих при проектировании разработки месторождений термическими методами.
В более широком плане принцип наибольшей тепловой эффективности должен распространяться не только на технологию разработки пластов, но также на систему поверхностное оборудование — скважина — пласт и учитываться как важнейший фактор при технико-экономических анализах вариантов разработки.
Дата добавления: 2016-06-18; просмотров: 3918;
Похожие статьи:
poznayka.org
Влияние - плотность - сетка - скважина
Влияние - плотность - сетка - скважина
Cтраница 3
Представляет большой интерес изучение влияния плотности сетки скважин на кривые изменения народнохозяйственного эффекта в процессе разработки нефтяной залежи. [31]
Наибольший интерес представляет анализ влияния плотности сетки скважин в условиях малопроницаемого карбонатного коллектора Яблоневского месторождения на конечную нефтеотдачу пласта. [32]
После возникновения дискуссии о влиянии плотности сетки скважин на нефтеотдачу пластов ( а это было около 40 лет назад) нами была обоснована формула коэффициента сетки, учитывающая плотность сетки скважин и прерывистость пластов. Тогда же была обоснована упомянутая современная теория интерференции скважин. Примерно 30 лет назад была обоснована простая и универсальная формула дебита ячейки скважин с центральной нагнетательной и несколькими окружающими добывающими, учитывающая различие скважин по коэффициенту продуктивности и забойному давлению, а также различие под-вижностей вытесняющего агента ( обычно закачиваемой воды) и нефти в пластовых условиях, при этом различным может быть число добывающих скважин на одну нагнетательную. Тогда же была предложена универсальная формула для расчета общего дебита большой системы добывающих и нагнетательных скважин. При хаотическом аварийном выбытии скважин и, соответственно, хаотическом разрежении сетки скважин извлекаемые запасы нефти, неотобранные аварийно выбывшими скважинами, не будут отобраны соседними оставшимися в работе скважинами, потому что возникает сильная геометрическая неравномерность фильтрационного потока. Вполне логично дополнительно к коэффициенту сетки нами был предложен коэффициент надежности сетки. Этот коэффициент равен 1, если долговечность достаточно велика, теоретически бесконечно большая, или если вместо всех аварийно выбывших скважин, не отобравших свои извлекаемые запасы нефти, обязательно бурят скважины-дублеры. [33]
Для рассмотрения вопроса о влиянии плотности сетки скважин на технологические и технико-экономические показатели разработки расчеты вытеснения нефти теплоносителями были проведены для двух систем размещения скважин с плотностью 3 5 и 1 0 га / скв. Первая система соответствует расстоянию 200 м, а вторая - 100 м между нагнетательными и эксплуатационными скважинами. При плотности 3 5 га / скв на опытных участках размещено по 7 семиточечных элементов, при плотности 1 га / скв. [34]
При низкой степени прерывистости пласта влияние плотности сетки скважин невелико, при высокой - весьма существенно. С этим, по-видимому, связаны диаметрально противоположные точки зрения различных специалистов по вопросу о влиянии плотности сетки скважин на коэффициент извлечения нефти, которые изучают эту проблему по данным анализа опыта разработки нефтяных залежей. [36]
Одним из объективных решений проблем влияния плотности сетки скважин на производительность залежи, темпы обводнения скважин, уровень добычи жидкости и конечную нефтеотдачу является проведение специальных промысловых исследований с целью получения фактических данных. В конце 50 - х годов проводился промышленный эксперимент на Бавлинском нефтяном месторождении. [37]
Одним из возможных способов изучения влияния плотности сетки скважин на цефтеотдачу пласта является сравнительный анализ статистических данных о конечной нефтеотдаче по различным месторождениям, разработанным эксплуатационными скважинами, размещенными по сетке различной плотности. Американский нефтяной институт попытался исследовать эту проблему и на основании анализа разработки 103 месторождений пришел к заключению, что определенной зависимости между плотностью размещения скважин и конечной нефтеотдачей для рассмотренных залежей не наблюдается. [38]
Использование новой методики для изучения влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу / Усенко В. [39]
В рассмотренных исследованиях по изучению влияния плотности сетки скважин на коэффициент использования запасов сопоставляются результат
www.ngpedia.ru
