отношение числа добывающих к нагнетательным скважинам в пятиточечной системе заводнения равно

Тема 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

Какие режимы работы залежи называются режимами истощения пластовой энергии?

Упругий, режим растворенного газа, гравитационный.

Что характеризует стадии разработки месторождения?

Первая стадия – ввод месторождения в эксплуатацию. Вторая стадия – поддержание достигнутого максимального уровня добычи нефти. Третья стадия – интенсивное снижение темпа разработки. Четвертая стадия – вывод месторождения из эксплуатации.

Что такое пластовое давление?

Средневзвешенное по площади и объему пласта давление.

Что характеризует пьезопроводность пласта? Размерность?

Скорость перераспределения давления в упругом пласте, размерность – [м 2 /с].

Что такое параметр плотности сетки скважин?

Площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину.

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова?

Отношение извлекаемых запасов нефти по объекту разработки к общему числу скважин.

Для каких объектов целесообразна разработка без воздействия на пласт?

Для объектов с высокопроницаемыми коллекторами и высоким напором законтурных вод.

В каких случаях целесообразно применение системы законтурного воздействия на пласт?

Для небольших протяженных месторождений.

Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при однорядной, трехрядной, пятирядной системе внутриконтурного заводнения?

При однорядной системе – один к одному; трехрядной – один к трем; пятирядной– один к пяти.

Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при пятиточечной, семиточечной, девятиточечной системе внутриконтурного заводнения?

При пятиточечной системе – один к одному, семиточечной – один к двум; девятиточечной – один к одному.

Что представляет собой модель пласта с двойной пористостью?

Пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью.

Какой физический закон часто используется для описания движения нефти в пласте?

Что такое текущая нефтеотдача?

Отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки к первоначальным (балансовым) запасам.

Что такое темп разработки месторождения?

Отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения.

Что такое газовый фактор?

Отношение объема добычи газа к объему дегазированной нефти в поверхностных условиях.

Что такое обводненность продукции?

Отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды.

Что такое коэффициент упругоемкости пласта?

Характеризует суммарную сжимаемость пористой среды и жидкости, размерность – [1/Па].

Что такое уравнение состояния?

Это соотношение, связывающее объем, давление и температуру.

Что такое закон Дарси?

Законом описывается линейная связь скорости с перепадом давления.

Для восполнения фактической неполноты разведки извлекаемых запасов нефти.

Что такое уточненные проекты разработки?

Составляются для интенсификации и регулирования процесса добычи нефти.

Что такое анализ разработки?

Проводится для определения эффективности применяемой технологии разработки.

Что принимается за единицу проницаемости?

На каком уровне целесообразно держать забойное давление добывающих скважин в случае высокого давления нагнетания и рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин?

На уровне давления насыщения.

Что такое нефтегазовое месторождение?

Нефтяное месторождение с естественной газовой шапкой.

Для чего применяются ПАВ?

Для существенного снижения поверхностного натяжения в пористой среде на границе нефти с водой.

Для чего применяются растворители?

Для смешивания с нефтью с целью вымывания ее из пористых пород пласта.

ВОПРОСЫ

текущего контроля по курсу

«Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Тема1.СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1. Что такое месторождение?

2. Что такое залежь?

3. Какие основные условия характеризуют объект разработки?

4. Какое основное условие обеспечивает упругий режим работы залежи?

5. Какое основное условие обеспечивает упруговодонапорный режим работы залежи?

6. Когда наступает жесткий водонапорный режим работы залежи?

7. Какое основное условие обеспечивает работу залежи в режиме растворенного газа?

8. Чем обеспечивается газонапорный режим работы залежи?

9. Что характеризует упругий газонапорный режим работы залежи?

10. Что характеризует жесткий газонапорный режим работы залежи?

11. Основное условие проявления гравитационного режима работы залежи?

12. Какие режимы работы залежи называются режимами истощения пластовой энергии?

13. Что такое текущая нефтеотдача?

14. Что такое темп разработки месторождения?

15. Что такое газовый фактор?

16. Что такое водонефтяной фактор?

17. Что характеризует первая стадия разработки месторождения?

18. Что характеризует вторая стадия разработки месторождения?

19. Что характеризует третья стадия разработки месторождения?

20. Что такое пластовое давление?

21. Что характеризует пьезопроводность пласта?

Тема 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

24. Что такое параметр плотности сетки скважин?

25. Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова?

26. Для каких объектов целесообразна разработка без воздействия на пласт?

27. В каких случаях целесообразно применение системы законтурного воздействия на пласт?

28. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при однорядной системе внутриконтурного заводнения?

29. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при трехрядной системе внутриконтурного заводнения?

30. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при пятирядной системе внутриконтурного заводнения?

31. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при пятиточечной системе внутриконтурного заводнения?

32. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при семиточечной системе внутриконтурного заводнения?

33. Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при девятиточечной системе внутриконтурного заводнения?

34. Для чего применяется баръерное заводнение?

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Классификация и характеристика систем разработки

Данное на предыдущем разделе определение системы разработки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2) расположению скважин на месторождении.

По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.

Ф о н д с к в а ж и н — общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется он на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Число скважин этого фонда зависит от неоднородности строения пласта, его прерывистости, особенностей применяемой технологии извлечения нефти из недр.

Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

Параметр плотности сетки скважин — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n, то

Размерность [S c] =м2/скв. В ряде случаев используют параметр Sсд равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

= N / n (2.2)

Размерность параметра [] = т/скв.

П а р а метр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т. е. . Этот параметр характеризует интенсивность системы заводнения.

П а р а м е т р — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т. е. .

Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).

Кроме указанных параметров используют ряд других показателей, таких, как расстояние от контура нефтеносности до первого ряда добывающих скважин, расстояние между рядами, ширина блока и др.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

2.2. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 3) или трехточечной (рис. 4) сетке.

Рис.3. Расположение скважин по Рис.4. Расположение скважин по

четырехточечной сетке трехточечной сетке

1- условный контур нефтеносности; 2- добывающие скважины

В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис. 5).

Параметр плотности сетки скважин Sс, вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт.

Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10 –3 Па с) он может составлять 1 — 2 ·104 м2/скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм2) разрабатывают при Sс=10 — 20 ·104 м2 /скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях Sс может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значениях параметра А. П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т. е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов Sс =25 — 64·104 м2/скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами Sс может быть равен (70 — 100) • 104 м2/скв и более.

Параметр Nкр также изменяется в довольно широких пределах. В. некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других— доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния между скважинами вычисляют по следующей формуле:

, (2.3)

Формулу (2.3) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр ω, естественно, равен нулю, а параметр ωр может составлять в принципе 0,1 — 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты в России в настоящее время применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х г.г.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. За рубежом разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещиноватыми коллекторами при высоком напоре законтурных вод.

2.3. Системы разработки с воздействием на пласты.

2.3.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис. 6 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.

Помимо параметра Sc для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие,

Параметр ω для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.

Параметр ωр для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1 — 0,3.

2.3.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в России наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других методах разработки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Подразделяются эти системы на рядные, смешанные (сочетание рядной и батарейной систем, с одновременным применением законтурного и внутриконтурного заводнений).

2.3.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их — блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют однорядную, трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления с соответствующими последствиями.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

0 д н о р я д н а я с и с т е м а разработки. Расположение скважин при такой системе показано на рис. 7. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, помимо расстояния между нагнетательными скважинами 2 и расстояния между добывающими скважинами , следует учитывать ширину блока или полосы (см. рис. 7).

Рис.7. Расположение скважин при однорядной системе разработки:

1-условный контур нефтеносности; 2-нагнетательные скважины;

Параметр плотности сетки скважин , и параметр для однорядной, трехрядной и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. 0 величине параметра уже было сказано. Параметр для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах. Так, например, для рассматриваемой однорядной системы . Это значит, что число нагнетательных скважин примерно (но не точно!) равно числу добывающих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния и могут быть различными. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1 — 1,5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи — меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости добывающих скважин равны расходам закачиваемого агента в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов. Вследствие того, что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допускается различное число нагнетательных и добывающих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой.

Рис.8. Элемент однорядной системы разработки:

1-“четверть” нагнет. скважины при шахматном расположении скважин; 2- “половина” нагнет. скважины при линейном расположении скважин; 3, 4 – соответственно “четверть” и “половина” добывающей скважины.

Во всех системах с геометрически упорядоченным расположением скважин можно выделить элементарную часть (элемент), характерную для данной системы в целом. Складывая элементы, получают всю систему разработки месторождения.

(Поскольку в рядных системах число скважин в нагнетательных и добывающих рядах различное, расположение скважин в них можно считать только условно геометрически упорядоченным. Тем не менее, хотя бы условно, можно выделять и элементы.)

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. 8. При этом шахматному расположению скважин, показанному в левой части этого рисунка, соответствует нагнетательная скважина 1 и добывающая скважина 3. Для «линейного» расположения скважин, представленного в правой части рис. 8, нагнетательная скважина 2 и добывающая скважина 4 показаны пунктиром. Не только в однорядной, но и в многорядных системах разработки могут применяться как шахматное, так и линейное расположение скважин.)

При прогнозировании технологических показателей разработки месторождения достаточно рассчитать данные для одного элемента, а затем суммировать их по всем элементам системы с учетом разновременности ввода элементов в разработку.

Трехрядная и пятирядная системы. Для трехрядной и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы , но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин , между первым и вторым рядом добывающих скважин (рис. 9), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы (рис. 10). Ширина полосы зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы = = =700 м, то = 4,2 км.

Рис.9. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

1-условный контур нефтеносности;2-добывающие скважины; 3-нагнетат. скважины

Рис.10. Расположение скважин при пятирядной системе разработки

Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной

1/5. При значительной приемистости нагнетательных скважин по трехрядной и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перерас- пределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин. Элементы трехрядной и пятирядной систем показаны соответственно на рис. 11 и 12.

Рис.11. Элемент трехрядной системы разработки:

1 – “четверть” нагнетательной скважины; 2 – добывающая скважина; 3 – “четверть” добывающей скважины

Рис.12. Элемент пятирядной системы разработки:

1 – «половина» нагнетательной скважины; 2 – «половина» добывающей скважины первого ряда; 3 – добыв. скважина второго ряда; 4 – «четверть» добыв. скважины третьего ряда.

2.3.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Семиточечная система (рис. 14). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная в центре. Параметр =1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.

Девятиточечная система (рис. 15). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 3, так что = 1/3.

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жесткие>, поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильно неоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах. В случае же систем с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большой гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.

В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом (например, водой). Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, т. е. так называемые целики нефти. На рис. 16 показаны целики нефти в элементе пятиточечной системы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.

Помимо упомянутых известны следующие системы разработки:

· система с батарейным расположением скважин (рис. 17), которую можно использовать в редких случаях в залежах круговой формы в плане;

· система при барьерном заводнении, применяемом при разработке нефтегазовых залежей;

· смешанные системы — комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.

Рис. 16. Элемент пятиточечной системы, превращаемый в элемент девятиточечной системы разработки;

1 — «четверти> основных добывающих скважин пятиточечного элемента; 2 — целики нефти; 3 — дополнительно пробуренные добывающие скважины; 4 — обводненная область элемента; 5 — нагнетательная скважина

Источник