Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении

Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды (рис. 3.25).

Рис. 3.25. Схема законтурного заводнения:

На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение - разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6¸2 м3 воды.

Площадное заводнение применяется как вторичный метод добычи нефти при разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах есть значительное количество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей залежи.

Нормальный расход воды - 10 ¸ 15 м3 на 1 т нефти.

Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с режимом растворенного газа), но в настоящее время оно практически исчерпало свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды.

К таким относятся: щелочное заводнение, полимерное заводнение, использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром. Вытеснение нефти возможно также двуокисью углерода, растворителями и газами высокого давления, продуктами внутрипластового горения нефти. Кроме этих методов внедряют в практику цикличное заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, сформированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт и т.д.

oilloot.ru

Добыча нефти и газа

Рис. 3.25. Схема законтурного заводнения:

Нормальный расход воды - 10 ¸ 15 м3 на 1 т нефти.

oilloot.ru

НОУ ИНТУИТ | Лекция | Понятие о разработке нефтяных месторождений

Аннотация: Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр.

Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти (Ярегское нефтяное месторождение, Республика Коми).

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;
сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;
способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

геолого-физические свойства пород-коллекторов;
физико-химические свойства нефти, воды и газа;
фазовое состояние углеводородов и режим пластов;
технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

Сетка размещения скважин

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (3060)·10⁴ м²/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 2010⁴ м²/скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском –6010⁴ м²/скв. – 1000 м 600 м, Самотлорском – 6410⁴ м²/скв.

Стадии разработки месторождений

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико- экономических показателей. Под технологическими и технико- экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 6.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 6.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн , жидкости Tдж и обводненности продукции в n при водонапорном режиме с выделением стадий разработки: 1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 – значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности .

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении

Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды (рис. 6.2).

Рис. 6.2. Схема законтурного заводнения

На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение – разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6 2 м³ воды.

Площадное заводнение применяется как вторичный метод добычи нефти при разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах есть значительное количество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей залежи.

Нормальный расход воды – 10 15 м³ на 1 т нефти.

Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с режимом растворенного газа), но в настоящее время оно практически исчерпало свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды.

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.

www.intuit.ru

3.6.3. Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод. В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды.

Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС. Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м3 воды. Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей. Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта "вода-нефть" в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок. Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования. Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты. Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения. Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию. Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды. Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках. Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена. Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду. Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность. Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м3/сут. Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000. Каждая такая установка состоит из четырех блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее

studfile.net

8.18. Геологические факторы, влияющие на характер размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади эксплуатационных объектов (сетка скважин, размещение рядами).

(Из лекций)

На первом этапе бурят добывающие скважины основного фонда. Сетку скважин выбирают с учётом воздействия на пласт при внедрении системы ППД, т.е. рядная, равномерная. Плотность сетки скважин определяют с учётом средних параметров объекта, полученных по данным разведочных работ, т.е. проницаемость пород и активность природных режимов, формы структуры. На 2 этапе бурят скважины резервного фонда. Он может составлять до 20-50% от основного фонда. Резервные скважины в основном бурят на участках, не вовлечённых в разработку. В результате этого на мест-ии создаётся неравномерная, с различными расстояниями между скважинами сетка добывающих скважин, которая характеризует неоднородность пласта. По характеру размещения скважин основного фонда выделяют 2 сетки скважин: 1) Равномерная сетка – с одинаковым расстоянием между скважинами. Её применяют для залежей с низкой проницаемостью, высокой неоднородностью, а также при повышенной вязкости нефти в обширных водонефтяных подгазовых зонах. Эта сетка скважин может быть внедрена при площадном, избирательном, блоковом заводнении, а также при внедрении новых методов воздействия на пласт. Достоинства: а) можно легко изменять кол-во нагнет. скважин, б) позволяет уплотнять сетку скважин, в) изменять направление фильтрационных потоков от нагнет. скважин. К равномерным сеткам относятся треугольная и квадратная. Квадратные сетки на нефтяных мест-ях применяют редко, условия для их применения – высокая неоднородность. На газовых и г/к мест-ях лучше всего применять квадратную сетку. Это позволяет равномерно дренировать мест-е, поэтому иногда бурят в начале по квадратной сетке, а затем в центре квадратов бурят резервные скважины, т.е. уплотняют сетку скважин.2) Равномерно-переменная (рядная) сетка – расстояния м/д рядами больше, чем м/д скважинами в рядах. Если бурят нагнет. скважины, то расстояние м/д рядом нагнет. скважин и ближайшим рядом добыв. скважин может быть равным расстоянию м/д рядами добыв. скважин. Увеличение расстояния от нагнет. скв. Способствует продлению безводного периода эксплуатации. На залежах пластового типа добыв. и нагнет. скважины располагают параллельными рядами (линейная сетка), когда пласт высокопродуктивен.

По форме системы размещения добыв. скв. могут быть: 1) с незамкнутыми рядами при разработке экранированных залежей. Добыв. скв. располагают в ЧНЗ паралл-но внутреннему контуру.

2) замкнутая кольцевая система для залежей, приуроченных к антиклиналям, брахиантиклиналям. При этой системе можно применять законтурное, приконтурное, осевое, кольцевое центральное заводнение. Важным показателем разработки является плотность сетки скважин. В настоящее время применяют 3 сетки скважин: 1) плотность сетки 100-28 га/с – применяют при высокой проницаемости пласта >400мД и низкой вязкости, 2) плотность сетки 28-16 га/с – применяют, когда пласты неоднородны по проницаемости и высокой вязкости >25мПа*с – основная система применяемая на мест-х З.Сибири. 3) плотность сетки <16га/с – внедряют, когда применяют новые методы повышения нефтеотдачи.

Системы размещения нагнетательных скважин

1. Законтурное заводнение

Бурят одновременно добывающие и нагнет скв. Нагнет скв на расстоянии 200-300м и до 500м от внеш контура. Расстояние м/д нагнетательными скв 2-3 раза больше чем м/д добывающими.

2. Внутриконтурное заводнение

Бурение начинается с нагнет скв и на первом этапе разработке их используют как добывающие. В этот период падает пластовое давление и это облегчает закачку воды. Под закачку воды эти скважины использ. через одну а оставшиеся эксплуатируют как добывающие до подхода воды к ним. После их используют под закачку.

В результ. этого сооружается единственный проект закаченной воды. Расстояние м/д нагнетательных и первыми рядами добывающих скважин в 2 раза больше, чем м/д рядами добывающих скв.

Так например если добывающие скв. располагаются рядами через 400-800м , то расстояние до нагнетательных скв. от первого ряда 800-1600м. При плохих коллекторных свойств расстояние м/д нагнет скв. в 1,5-2 меньше чем м/д добывающими. Закачиваемая вода должна создавать такое давление на забое, чтобы было воздействие на эксплуатацию двух рядов по обе стороны от нагнет скв.

(Из интернета)

На крупных месторождениях равномерные (растояние м/у рядами добывающих и нагнетательных с/н одинаково) сетки Δ-ные, □-ные. □-ные – возможно ухудшение коллекторских свойств чтобы □-ные перевести в Δ-ные. На узких линейно-вытянутых складках с/ы по цепочки вдоль длинной оси, если структура изометрична т.е. длина и ширина примерно одинаковы, то с/ы располагаются вдоль кольцевых батарей ( неравномерная кольцевая система). Размещение с/н в виде кустов. Равномерно-переменные сетки - растояние м/у рядами добывающих с/н больше, чем м/у рядами нагнетательных с/н. По постоянству расстояний –постоянное растояние м/у скважинами, и уменьшение в центре залежи т.е. уплотнение. Ряды * замкнутые – параллельные внешнему ВНК ( законтурное, приконтурное).*незамкнутые – разделяют залежь на блоки. Плотность сетки с/н*весьма редкое 100-40 га на с/у *редкое 40-30 га на с/у *среднее 28-19 га на с/у *плотные <16 га на с/у. Размещение доб и наг с/н по площади залежи учитывается геологическая неоднородность пласта. Законтурное заводнение нагнет 400-600м от внешнего ВНК зависит от количества отбора Н , коэф оттока в законтурную область, коэф приемистости. Приконтурное заводнение максимально близко к контуру Н носности. Сначала добывающие с/ы за тем ч/з одну переводим в нагнетательные - дренируем залеж.Δ—○—Δ—○—Δ--○.( каждая вторая нагнетательная ч/з одну).

studfile.net

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении