Принципиальные схемы обустройства месторождений. Технологическая схема разработки месторождения и проект его обустройства Какой вид заводнения используется на больших месторождениях

http://www. intuit. ru/studies/courses/3475/717/lecture/21333?page=5

Схема обустройства месторождений нефти

Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.

Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.

Одно из основных требований к разработке - рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС. Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов. Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.

Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:

Получена лицензия на право пользования недрами;

Проведена опытно-промышленная эксплуатация отдельных участков;

Балансовые запасы УВ, имеющие промышленное значение, составляют не менее 80% категории , и до 20% категории ;

Утверждены документы по утилизации ПНГ, газового конденсата и других сопутствующих ценных компонентов;

Предусмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения ОС и обеспечения безопасного проведения работ.

Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС. установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте - и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности. При размещении сооружений негртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).

Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения. Существует закономерность - чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.

Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами. Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ. Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.

Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка" во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар. Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины , поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более). Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.

Куст скважин

Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 , а газовый фактор - до 200 .

В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:

-приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин;

-замерные установки;

-блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;

-блоки газораспределительные и водораспределительные;

-блоки закачки воды в нагнетательные скважины;

-станции управления насосами ЭЦН и ШГН;

-фундаменты под станки-качалки;

-трансгрорматорные подстанции;

-площадки под ремонтный агрегат;

-емкость-сборник и технологические трубопроводы.

Кустовая площадка

https://pandia.ru/text/80/382/images/image008_6.jpg" width="395" height="169 src=">2.

В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.

Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб. Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа. Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.

Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин (рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:

герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до ЦПС;отделение газа от нефти и бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до сборных пунктов, ГПЗ и на собственные нужды;замер расходов продукции отдельных скважин и кустов, учет суммарной добычи продукции всех скважин;предварительное обезвоживание нефти.

……………….

Рис. 5.1. Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на нефтяном промысле

Групповые замерные установки

Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.

Установки подготовки нефти УПН

Буфер" href="/text/category/bufer/" rel="bookmark">буферные и дренажные емкости; резервуары; блок ЩСУ; операторная; мехмастерская; химлаборатория; системой современных средств автоматизации (преобразователи расхода, температуры, избыточного и дифференциального давления, уровнемеры и сигнализаторы уровня и т. п.); запорно-регулирующей арматурой, включая задвижки, шаровые краны, регуляторы расхода и давления, обратные и предохранительные клапаны и т. д.; разрабатывается программное обеспечение и т. д.

Установки предварительного сброса воды УПСВ

Назначение Установка предварительного сброса воды (УПСВ) предназначена для отделения и сброса пластовой воды и очистки её от нефти и механических примесей до требуемых значений на кустовых площадках, установках подготовки нефти и площадках ДНС.
Комплектация УПСВ определяется на основании технического задания на разработку и поставку оборудования .
Установки УПСВ могут эксплуатироваться в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60 °С.
Оборудование выполняется в климатическом исполнении УХЛ, ХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150 – 69

Состав оборудования
В зависимости от требований, предъявляемых Заказчиком к качеству нефти и воды на выходе из УПСВ, комплект оборудования может включать следующее оборудование:
- сепаратор нефтегазовый со сбросом воды типа НГСВ V=25…200 м3;
- сепаратор нефтегазовый V=12,5 м3…100 м3;
- отстойник воды V=50…200 м3;
- узел учета газа и нефти;
- депульсатор;
- подогреватели нефти;
- насосная станция перекачки нефти;
- блок дозирования реагента;
- факельная установка;
- емкость дренажная;
- комплект трубной обвязки, площадки обслуживания;

Блочные кустовые насосные станции

Назначение Блочная кустовая насосная станция (БКНС) предназначена для закачки воды в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления. Комплектация БКНС разрабатывается на основании исходных требований, утвержденных Заказчиком с учетом отечественного и зарубежного опыта изготовления и эксплуатации.
БКНС представляют собой набор технологических и электротехнических блоков максимальной заводской готовности, монтируемых на месторождении под единой крышей. Компоновка БКНС, требования к устройству фундаментов, заземлению и молниезащите соответствуют проекту привязки, разработанному проектной организацией по требованиям Заказчика. Конструкция блоков БКНС обеспечивает возможность транспортирования их железнодорожным, водным и автомобильным транспортом.

Комплект поставки
Основным технологическим оборудованием БКНС являются электронасосные агрегаты марки ЦНС.
В случае невозможности обеспечения заданных параметров работы насосами ЦНС, а также по желанию Заказчика, БКНС могут комплектоваться горизонтальными или плунжерными насосными агрегатами как отечественного, так и импортного производства.
http://www. uralts. ru/production/catalog/BKNS_kz. jpgВ состав обвязки каждого насосного агрегата входят:
- приемный и нагнетательный трубопроводы, которые включают в себя запорную арматуру, обратный клапан;
- трубопроводы и запорная арматура подачи масла для смазки и охлаждения подшипников насосов и электродвигателей;
- трубопроводы дренажные.

Дожимная насосная станция

В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.

В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:

-первой ступени сепарации с предварительным отбором газа;

-предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;

-замера нефти, газа и воды;

-насосный и блок компрессорный воздуха;

-закачки реагента перед первой ступенью сепарации;

-закачки ингибиторов в газо - и нефтепроводы;

-аварийных емкостей.

Сооружение ДНС необходимо потому, что насосное оборудование не позволяет перекачивать смеси с большим содержанием газа из-за возникновения кавитационных процессов. Газ, отделившийся в результате снижения давления на первой ступени сепарации, чаще всего подается на факел сжигания или для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени на ЦПС и УПН.

Центральный пункт сбора

На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух - или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением. Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.

Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.

Резервуарные парки

Наличие резервного парка емкостей - обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:

сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин;

товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.

Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.

Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.

Компрессорные станции

КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.

Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.

Факельная система

В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.

Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее - 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.

Факельная система ЦПС предусматривается для сброса газов и паров:

постоянных - от установок регенерации сорбентов и стабилизации УВ-конденсатов;

периодических - перед освобождением аппаратов перед пропаркой, продувкой и ремонтом;

аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов и других аварийных сбросах.

Факел оборудуется автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству. Для улавливания конденсата перед факельной трубой размещается конденсатосборник.

Узлы ввода реагента

Узлы ввода реагента на объектах сбора и транспортировки нефти и газа включают:

блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;

блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;

склад для хранения химреактивов.

Трубопроводы нефти и газа

В систему сбора и транспортировки продукции добывающих скважин входят:

-выкидные трубопроводы от устья скважин до ГЗУ;

-коллекторы, обеспечивающие сбор продукции от ГЗУ до пунктов первой ступени сепарации ДНС или ЦПС;

-нефтепроводы для подачи газонасыщенной или разгазированной обводненной нефти или безводной нефти от пунктов сбора и ДНС до ЦПС;

-нефтепроводы для транспортирования товарной не4Ъти от ЦПС до головной НПС магистрального трубопровода:

-газопроводы для подачи нефтяного газа от установок сепарации до УПГ, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд:

-газопроводы для подачи газа от ЦПС до головной КС магистрального трубопровода.

История развития заводнения n 1846 год – пробурена первая нефтяная(разведочная) скважина, Биби Айбатское месторождение вблизи Баку n 1864 год – пробурена первая эксплуатационная скважина в долине реки Кудако на Кубани (рождение нефтяной промышленности России.) n 1880 год – первое упоминание о возможности вытеснения нефти водой в пластовых условиях. n 1940 50 е годы – широкое распространение заводнения на нефтяных месторождениях по всему миру, появление ряда новых систем заводнения. n 1946 год – первое применение законтурного заводнения в СССР на Туймазинском месторождении. n 1954 год – внедрение внутриконтурного заводнения на девонской залежи Ромашкинского месторождения. n 1957 год – применение очагового заводнения на участке Леонидовского нефтяного месторождения

Основные коэф-ы характеризующие заводнение § Коэффициент дренирования залежей § Коэффициент охвата пластов заводнением § Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды Коэффициент дренирования залежей определяет долю их общего нефтенасыщенного объема, в котором обеспечена фильтрация жидкостей данной системой скважин (V дрен), и выражается отношением: Коэффициент охвата пластов заводнением определяет долю объема дренируемого нефтенасыщенного пласта, охваченного (занятого) водой и выражается отношением Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды определяет степень замещения нефти водой в пористой среде и выражается отношением

Факторы эффективности заводнения На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы: 1) на коэффициент дренирования залежей – n Расчлененность, прерывистость (монолитность), сбросы пластов. n Условия залегания нефти, газа и воды в пластах. n Размещение добывающих и нагнетательных скважин относительно границ выклинивания пластов. n Состояние призабойных зон пластов, как следствие качества вскрытия и изменения при эксплуатации. 2) на коэффициент охвата пластов заводнением – n Макронеоднородность пластов (слоистость, зональная изменчивость свойств). n Трещиноватость, кавернозность (тип коллектора). n Соотношение вязкостей нефти и вытесняющего рабочего агента. 3) на коэффициент вытеснения нефти водой – n Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов (средняя проницаемость). n Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды. n Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой.

Системы разработки месторождения с использованием заводнения n Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти n Размещение скважин: равномерное, неравномерное. n Системы разработки с размещением скважин по равномер ной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друга и структурных элементов залежи. n Плотность сетки скважин отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. n По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (еще называют «сплошная») и замедленную системы разработки залежей (сгущающаяся и ползучая). n По виду используемой энергии: естественная, искуственная.

Виды заводения Законтурное Применяется на небольших (до 5 км) залежах Закачка воды осуществляется в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности (100 1000 м). Приконтурное Применяется на небольших залежах при существенно сниженной проницаемости пласта в законтурной области или при затруднении связи законтурной воды с нефтенасыщенной частью пласта (например, при выпадении окислившихся тяжелых фракций нефти в области ВНК). Закачка воды осуществляется непосредственно в область водонефтяного контакта. Внутриконтурное Применяется на крупных залежах для исключения экранирования и консервации центральной части залежи. Разделяется на блоковое (рядное), площадное, избирательное, очаговое.

Схема законтурного заводнения Схема достаточно эффективена при небольшой ширине залежей (до 5- 6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти, высокой проницаемости коллектора (0, 4- 0, 5 мкм 2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью.

Законтурное заводнение n При законтурном заводнении, воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100- 1000 м. Его применяют на объектах с малорасчлененными по толщине продуктивными пластами, обладающими сравнительно высокой гидропроводностью, при небольшой ширине залежей (до 4- 5 км, а при наиболее благоприятном строении пластов и более). Примером может служить Туймазинское месторождение (Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР (1948 г.). Широкого распространения оно не получило. n При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки – пи газонапорном.

Схема приконтурного заводнения При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагают на некотором удалении от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при значительной ширине водонефтяной зоны, а также при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной.

Схема блокового заводнения При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления.

Рядное и блоковое заводнение n Рядная система разработки применяется на крупных нефтяных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3- 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин. n Практически применяют одно, трех, пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении

Схемы сводового заводнения Разновидность сводового заводнения выбирают в зависимости от формы и размера залежи и относительного размера ВНЗ.

Сводовое заводнение n При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры за лежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с за контурным. Сводовое заводнение подразделяют на: n а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры - кумский горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодар ском крае, пласты группы А Усть Балыкского месторождения в Западной Сибири); n б) кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0, 4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую пло щади - Миннибаевская площадь Ромашкинского месторожде ния); n в) центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200- 300 м размещают 4- 6 нагнетательных скважин, а внутри имеется одна или несколько добывающих скважин).

Схемы площадного заводнения Разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку.

Площадное заводнение n Характеризуется рассредоточенной закачкой рабочего агента в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважинно точек каж догоэлемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех, пяти семи и девя титочечной и линейной системами n Линейная система -это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 1; F=2 a 2; S=a 2; n Пятиточечная система. Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: 1, =1. n Семиточечная система. Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная – в центре. Параметры =1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходится две добывающие. n Девятиточечная система. Соотношение нагнетательных скважин и добывающих составляет 1: 3, так что =1/3. Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная.

Хар-ки систем площадного заводнения n 1 – прямолинейная система: m=1: 1; F=2 a^2; S=a^2; n 2 – пятиточечная система: m=1: 1; F=2 a^2; S=a^2; n 3 – девятиточечная система: m=1: 3; F=4 a^2; S=a^2; n 4 – обращенная девятиточ я система: m=3: 1; F=1, 33 a^2; S=a^2; n 5 – квадратно семиточечная система: m=1: 2; F=3 a^2; S=a^2; И др. * m – отношение нагнетателных скважин к добывающим F – площадь на одну нагнетательную S – площадь на одну скважину в общем

Анизотропия пласта. n Анизотропия, или направленная проницаемость, может значительно улучшить коэффициент охвата На рисунке показано, какое влияние оказывает выбор системы заводнения на коэффициент охвата при различных соотношениях проницаемостей по осям X и Y. n Для демонстрации этого эффекта приведена таблица. Тип системы Еа на момент Время до прорыва Еа при ВНФ=10 Закачка в единицах прорыва ПППН при ВНФ=10 5 -ти точ. 52, 5 625 88 2, 0 Лин-ая рядная 67, 5 804 98 1, 4

Материальный баланс n Материальный баланс – простая концепция, подчиняющаяся закону сохранения масс, согласно которому привнесенная масса равна извлеченной плюс то, что накопилось или осталось (в пласте, например). n Vизвлечённый = ΔVпервоначальный + Vпривнесённый – наиболее общий вид ур я мат. баланса = + для давления выше давления насыщения для давления ниже давления насыщения для линейного заводнения пластов при начальной насыщенности подвижной воды

Некоторые обозначения для ур-й n B – коэффициент объемного расширения n Bobp – коэффициент объемного расширения нефти ниже давления насыщения n Boi – коэффициент объемного расширения нефти начальный n Box – коэффициент объемного расширения нефти в опред ый момент времени n Bw – коэффициент объемного расширения воды n Bt – коэффициент объемного расширения нефти по времени n Bti – коэффициент объемного расширения нефти по времени, начальный n Bg – коэффициент объемного расширения газа n Bgi – коэффициент объемного расширения газа начальный n C – сжимаемость n Ct – общая сжимаемость n Ce – эффективная сжимаемость n N – геологические запасы нефти n Nр – накопленная добыча n Rp – накопленное газосодержание n Rsoi – начальное содержание растворенного газа в нефти n We – приток воды из за контура n Winj – дебит нагнетательной скважины n Wp – накопленная закачка n ΔP – изменение давления от начального пластового (атм) n Vo, Vw, Vf объёмы нефти, воды, пор

Компенсация отбора жидкости. Коэффициент компенсации n Компенсация отбора жидкости – это комплекс мероприятий направленный на поддержание пластовой энергии за счет замещения извлеченного объема углеводородов таким же объемом воды. Если накопленная компенсация обора жидкости закачкой воды по объекту (участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнетательных скважин больше нормы текущих отборов жидкости на 30 50 % и более, исходя из производительности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин. n Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. n Для определения компенсации отбора жидкости в % нужно объем закачки поделить на объем отбора жидкости в пластовых условиях и умножить на 100. (не умножая на 100 получим коэффициент компенсации).

Компенсация отбора жидкости Для определения компенсации отбора жидкости в % нужно объем закачки поделить на объем отбора жидкости в пластовых условиях и умножить на 100. (не умножая на 100 получим коэффициент компенсации). График изменения компенсации отбора жидкости

Распространенный метод воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения.

Заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное.

Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием нарушений и др.

1. Законтурное заводнение . При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта (рис. 63), по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности.

Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4–5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5 мПа*с), высокой проницаемости коллектора (0,4–0,5 мкм 2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью.

Рис. 63. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением. Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие.

Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60–65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

2. Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана.

Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением. Условные обозначения см. на рис. 63

Внутриконтурное заводнение.

При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

Закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Виды внутриконтурного заводнения:

3.1. При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65).

Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением. Условные обозначения см.на рис. 63

При «круговой» форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66).

Рис. 66. Система разработки крупной «круговой» нефтяной залежи с блоковым заводнением. Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 1 – высокими, 2 – низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63

При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды. Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов – при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007–0,1 мД, при вязкости пластовой нефти до 15–20 мПа⋅с.

3.2. Площадное заводнение – также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин – треугольной или квадратной – нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин.

Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой – 0,5, обращенной – 2; для девятиточечной прямой – 0,33, обращенной – 3; для ячеистой – 4–6.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 67.

Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением. Формы сетки скважин: а – пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в – девятиточечная обращенная,г– ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63

Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью.

3.3. Избирательное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения – предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68).

Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д..

3.4. Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках заводнения бурят дополнительные скважины.

3.5. Барьерное заводнение . Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной.

Заводнение нефтяных пластов начало применяться не с самого начала развития нефтяного производства. Еще с 40-х годов прошлого века разработка нефтяных месторождений проводилась всего до 25 % истощения. Лишь изредка встречался природный напор воды, который позволял получить немного больше углеводородного сырья. Остаточные запасы отбирались при помощи вторичных методов – закачки в скважину воздуха и нагретой газо-воздушной смеси.

Заводнение нефтяных месторождений, характеристика процесса

Закачка воды в нефтяное месторождение – самый популярный процесс разработки углеводородных пластов. С помощью технологии можно достичь высокого коэффициента отбора сырья. Основная цель, которую несет в себе заводнение, – вытеснение нефтяных пластов. Популярность технологии обоснована следующим:

наличие и доступность воды;
простота сооружения инженерных коммуникаций и легкость процесса нагнетания жидкости;
способность воды проникать в насыщенные сырьем пласты;
достаточной нефтеотдачей при отделении полезного ископаемого от воды.

Методика обеспечивает высокий отбор сырья сразу по двум критериям. Первый – поддержка постоянно высокого пластового давления, второй – физическое проникновение воды в толщу нефтяных пластов. Существует несколько разновидностей технологии. Каждая из них подразумевает использование различных жидкостей, суспензий и прочих химических веществ, которые не вступают в реакцию с ископаемым. Но все подобные способы считаются третичными технологиями разработки.

Стоит понимать, что заводнение нефтяных месторождений – высокопотенциальный способ извлечения нефти, который в ближайшее время будет оставаться передовой технологией. А поиск способов улучшения данной методики – основная задача отрасли.

Законтурная технология

Заводнение такого типа возник в результате недостаточного продвижения контурных вод. Смысл данной технологии в том, что объемы природного сырья быстро восполняются за счет нагнетания воды. Сами скважины подачи жидкости располагаются за территорией (контуром) нефтегазоносного пласта. При этом линия нагнетания всегда находится за внешним кольцом нефтеносности. Расстояние берется в зависимости от следующего:

примерное расстояние между местами для подачи воды;
показатель разведывания территории добычи нефти;
отступ внешнего контура нефтеносности от внутреннего.

Если ранее такой способ считался максимально эффективным, то длительный анализ, геологические исследования показали, что есть основания предполагать о существовании массы негативных сторон.

Первое – длительное использование технологи приводит к затруднительной проницаемости нефтяных пластов. При этом может доходить даже до изоляции залежей сырья. Второе – рекомендуется сооружать нагнетательные станции на расстоянии от 2 км от месторождения. Это затрудняет подачу воды. Кроме того, специалистами отмечается и слабая активность воды за контуром нефтедобычи.

Приконтурное заводнение

Такой вариант подходит для пластов с весьма заниженной проницаемостью за контуром нефтеносности. Этот фактор влияет на уменьшение поглотительной характеристики нагнетательных станций. Потому оказывается слабое воздействие на залежи. Кроме того, возникает резкий скачок карбонатности. С чем это связано? Все просто – присутствие химической реакции нефти после контакта с водой в данной зоне. Конечно, это во многом зависит от состава воды в этом пласте.

Используя такую технологию можно исключить возникновение территории с плохой проницаемостью. Помимо этого производится положительный эффект на нефтяные пласты в краевой области нефтеносности, что позволяет сократить количество воды, которое идет за контур.

Изначально метод использовался весьма узко – исключительно в местах со слабой проницаемостью. Позже выяснилось, что эффективность приконтурного заводнения для добычи нефти в платформенных пластах тоже достаточно высока. Недостаток методики заключается в том, что нагнетательные скважины нецелесообразно сооружать в местах с пластами малой мощности.

Важно! Такой способ не может обеспечить быструю подачу воды в область нефтеносности. Это обусловлено малой интенсивностью. При этом отмечается высокая эффективность и стабильная производительность на длинной дистанции.

Внутриконтурное заводнение

Описанный выше способ вызвал изначально массу споров, но в итоге привел к интенсивной разработке более совершенных технологий. Одной из них является внутриконтурное заводнение нефтяных месторождений. Данная технология используется внутри области расположения залежей природного ресурса. Высокая эффективность методики наблюдается в особо крупных месторождениях. Суть способа заключается в разрезании пластов на сектора, блоки и отдельные площади рядами скважин для подачи воды.

На территории РФ используются следующие подвиды данной технологии:

барьерное заводнение;
очаговая технология;
подача воды по площади;
разрезание нефтеносного контура на отдельные блоки, где добыча проводится отдельно от остальной системы;
сводовое заводнение;
разрезание залежей природного ресурса на небольшие площадки.

Каждая технология примечательна своими особенностями. О каждой из них будет вестись разговор немного ниже. Стоит отметить, что данный способ разработки направлен на высокоэффективное поддержание и восстановление баланса в межпластовом пространстве. Закачка жидкости проводится прямо в часть месторождения, насыщенную нефтью.

Виды процесса

Заводнение считается наиболее эффективным и экономично оправданным способом разработки нефтяных месторождений. Исходя из расположения нефтедобывающих предприятий и станций нагнетания вод, можно разделить внутриконтурную технологию на несколько видов:

Сводовое. Такой способ предусматривает сооружение скважин в непосредственной близости от свода системы или же прямо на нем. Такую технологию можно комбинировать с законтурной. В свою очередь данный метод делится на:
- осевое заводнение – нагнетательные системы размещаются вдоль оси технологической структуры;
- кольцевое – ряд нагнетателей располагается так, чтобы нефтяное месторождение делилось на центральную и кольцевую плоскости;
- центральное – предполагает размещение по кольцу 4-6 скважин для подачи воды и одну центральную.
Очаговое заводнение нефтяных месторождений. Используется в роли вспомогательного мероприятия. Проводится такая операция на тех участках, где имеется негомогенное строение пласта или наблюдаются залежи песчаников в форме линзы.
Избирательное. Его применяют, когда залежи имеют резко выраженную неоднородность нефтяных пластов. Изначально бурят места вод скважины по сетке, а далее выбирают наиболее оптимальные варианты их размещения.
Площадное. Такой тип заводнения отличается рассредоточением мест нагнетания воды в залежи сырья.

Все это говорит о популярности данной технологии в нефтяной промышленности. Эффективность методики достаточно высока, но все же проводится ряд мероприятий по улучшению показателей добычи природного ресурса.

Законтурное заводнение. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 7.1). применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетания располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных

Таблица 7.1 Критерий применяемости заводнения

Показатели	Благоприятное свойство	Неблагоприятное свойство
	Не ограничена
Толщина пласта, м	3-25 и более
Проницаемость, мкм 2	Более 0,1-0,15	Менее 0,025
Тип коллектора	Крупнопоровый, порово-каверновый	Трещинный
Смачиваемость пород	Гидрофильность	Гидрофобность
Пластовое давление	Гидростатическое	Аномально высокое и низкое
Нефтенасыщенность, %
Температура, ° С
Вязкость нефти, м Пас
Система заводнения	Боковая, рядная, площадная	Законтурная, осевая
Плотность сетки,		Более 65-80
Давление нагнетания, МПа		Выше горного на забое
Режим нагнетания	изменение направления потоков	Стабильный
Пластовое давление в зоне отбора	Равно давлению насыщения газом или 20-25%	Сильное разгозтрование нефти в пласте

Законтурное заводнение целесообразно: при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

Рис. 7.1. Принципиальная схема закономерного заводнения: 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5-1,75 км. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления;

при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:

повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;

замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии

нагнетания;

повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю

область пласта за пределы линии нагнетания;

Приконтурное заводнение.

Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности.

Приконтурное заводнение применяется:

при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней

областью;

для интенсификации процесса эксплуатации, так как

фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора

уменьшаются за счет их сближения.

Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны возможные потери нефти вследствие образования зон не охваченных воздействием между нагнетательными скважинами. Нефть из этих зон может быть вытеснена только при тщательном регулировании процесса разработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

Внутриконтурное заводнение.

Применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается законтурным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей (обычно шириной 4-5 км, а при слабопроницаемых коллекторах -3-3,5 км) путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно.

Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну». В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Рис. 7.2. Схемы внутриконтурного заводнения. 1 - нагнетательные скважины; 2- добывающие скважины а) с разрезанием залежи; б) осевое

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Большое преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

В практике применяют следующие виды внутриконтурного заводнения. Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (рис. 7.2-6). Применяется для спокойных пологозалегающих антиклинальных складок. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну. Очаговое, когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки залежи (рис. 7.3).

Рис. 7.3. Схема очагового заводнения в сочетании с законтурным. 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Очаговое заводнение целесообразно на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальных скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположениием рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения (рис. 7.4). как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки. Блоковые системы предполагают расположение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки.

Преимущество блоковых систем заключается в следующем:

Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД.
4. Упрощается обслуживание системы ППД (скважины, КНС и т. д.).
5. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.

Площадное заводнение.

Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе -1:1, при семиточечной системе -1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

Рис. 7.4. Принципиальная схема разработки пласта при использовании блоковых систем. 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Рис. 7.5. Основные схемы площадного заводнения. а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная; 1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа добывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними.

Рис. 7.6. Схема барьерного заводнения

Барьерное заводнение.

При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот метод позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно.