Горные породы и нефть

Блоковая система заводнения предусматривает расположение нагнетательных скважин параллельными прямолинейными рядами с размещением между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам, независимым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов добывающих скважин в блоке: однорядные, трехрядные и пятирядные. В зависимости от свойства пласта практикуют различную рядность на одной залежи, при необходимости легко переходят с одной системы на другую.

Площадное заводнение характерно расположением добывающих и нагнетательных скважин на площади равномерно по правильной геометрической сетке – квадратной или треугольной. Различают пяти, семи и девяти точечные системы.

(Элемент пятиточечной системы – квадрат в центре которого расположена скважина нагнетательная, а по углам квадрата добывающие;

Элемент семиточечной системы –  шестиугольник с добывающими  скважинами в углах и нагнетательной в центре.

Элемент девятиточечной системы –  квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены добывающие скважины, а в центре нагнетательная).

Избирательное заводнение характерно выбором скважин под нагнетание воды после разбуривания части площади по равномерной сетке на основании данных геофизических и гидродинамических исследований. При этом учитывается соотношение скважин нагнетательных и добывающих, вязкость нефти и воды, степень неоднородности пласта.

Очаговое заводнение предусматривает нагнетание воды через нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренных специально. Применяют для вовлечения в разработку отдельных частей пласта, не охваченных вытеснением.

Щелочное заводнение основано на взаимодействии нефти со щелочными растворами. В результате образуются водорастворимые соли, которые являются поверхностно-активными компонентами, улучшающими моющие и нефтевытесняющие свойства воды.

Мицелярное заводнение – процесс вытеснения нефти оторочками мицелярных растворов (МР), продвигаемых по пласту вначале полимерным раствором, затем водой. Раствор состоит из мицелл на основе ПАВ, способных поглощать до 80 % воды от объема раствора. Внешней фазой остается нефть. Создает благоприятные условия для вытеснения нефти.

16.Основные  показатели разработки

П о к а з а т е л  и разработки абсолютные (количественные) характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во времени:

- добыча нефти - основной показатель - суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину.

- добыча жидкости – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени,

- добыча газа – отношение объема газа к количеству нефти, которые извлечены из скважины в единицу времени,

- накопленная добыча – отражает количество нефти, добытое по объекту за весь прошедший период времени.

Относительные показатели характеризуют  процесс извлечения продукции в  долях от запасов нефти: -темп разработки – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам.

Выражается в процентах, изменяется во времени и отражает влияние на процесс разработки всех технологических операций.

В начальный период вводятся в эксплуатацию новые скважины из бурения, количество добываемой нефти непрерывно увеличивается  и достигает максимума (первая стадия), и какой то период удерживается на этом уровне со стабильным годовым отбором нефти (вторая стадия). Третья стадия – период падения добычи нефти и снижения темпа разработки. Завершающий период (четвертая стадия) характерен низким темпом разработки, высокой обводненностью продукции и медленным падением добычи. Темп разработки не должен превышать 8 – 10% в год, а средний за весь период быть в пределах 3 – 5% в год.

- обводненность продукции (отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды),

- темп отбора жидкости (отюношение годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти в% за год),

- водонефтяной фактор (отношение текущих значений добычи воды к нефти в м3/т),

- пластовое давление, пластовая  температура, расход нагнетаемых  в пласт реагентов и пр.

17.Стадии  разработки

Каждое месторождение нефти уникально и требует индивидуального подхода. Эту истину знает каждый нефтяник, занимающийся разработкой месторождений.

В то же время каждое нефтяное месторождение  проходит определенный жизненный цикл, состоящий из нескольких характерных  этапов. Например, на этапе разработки месторождение нефти проходит через определенные стадии, которые так и называются:стадии разработки месторождения.

Наиболее наглядно этапы разработки нефтяного месторождения видны  на графике добычи нефти (Рисунок 1). Всего различают 4 стадии разработки месторождения нефти:

I стадия – стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения

II стадия – максимальный уровень добычи

III стадия – стадия падения добычи нефти

IV стадия – поздняя (завершающая) стадия разработки

Рисунок 1. Стадии разработки месторождения  нефти

I стадия характеризуется интенсивным  разбуриванием месторождения. На  этой стадии вводят в эксплуатацию  основной проектный фонд скважин и организуют предусмотренную проектом систему разработки. I стадия характеризуется ростом добычи нефти. Нефть добывается, как правило, практически безводная, хотя возможна небольшая обводненность продукции скважин.

II стадия - стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти. На этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. С целью удержания добычи нефти на максимальном уровне выполняют комплексгеолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. Длительность этой стадии невелика - порядка 4-5 лет.

III стадия - стадия падения добычи  нефти вследствие извлечения  из недр большой части запасов;  на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия по управлению процессом разработки. На этой стадии с учетом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия.

IV стадия - завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки, что и на предыдущих стадиях.

Первые три стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения. Четвертую стадию называют завершающим периодом.

Длительность каждой стадии и объемы добычи нефти определяются проектной  документацией на разработку месторождения.

 

18.Система поддержания пластового давления(ППД)

 

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ  — процесс естественного или  искусственного сохранения давления в  продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.

Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой воды на конкретной залежи нефти  последовательно прорабатывают  следующие вопросы:  

 определяют местоположение  водонагнетательных  скважин; определяют суммарный объем нагнетаемой воды;  рассчитывают число водонагнетательных скважин;   устанавливают основные требования  к  нагнетаемой  воде.    Местоположение  водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных  скважин,  при котором обеспечивается наиболее   эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

 система поддержания пластового  давления должна обеспечивать:

а) объемы закачки  воды в продуктивные пласты и давления ее нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки;

б) подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода и микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям технологических схем и проектов разработки;

в) возможность  систематических замеров приемистости скважин, учета закачки воды как  по каждой скважине, их группам, по пластам  и объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее качества;

г) герметичность  и надежность эксплуатации, применение замкнутого цикла водоподготовки и  заводнения с использованием сточных  вод;

д) возможность  изменения режимов закачки воды в скважины, проведение ГРП и ОПЗ  с целью повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям эксплуатационных скважин.

Можно здесь  рассказать про виды заводнений как  способы ППД из вопроса 14