Система - внутриконтурное заводнение
Cтраница 2
Сопоставим результаты расчетов процесса обводнения неоднородного по проницаемости непрерывного пласта, разрабатываемого при трех - и однорядной системах внутриконтурного заводнения для трех вариантов схематизации неоднородности пласта по проницаемости. В I варианте фактическое сложное распределение проницаемости заменяем одним эквивалентным распределением по логарифмически нормальному закону в соответствии с предлагаемым методическим приемом, во II варианте - тремя однородными распределениями по логарифмически-нормальному закону со своими параметрами в соответствии с [18] и в III варианте, принимаемом за условный эталон, из фактического распределения проницаемости выделяем 13 прослоев с различными средними значениями проницаемости. [16]
В табл. 29 приводятся данные, характеризующие добычу нефти, мощность системы внутриконтурного заводнения и капитальные вложения в систему внутриконтурного заводнения по Миннибаевской и Абдрахмановской площадям Ромашкинского месторождения. Данные приведены за те годы, когда на площадях еще не был достигнут баланс закачки воды и отбора нефти. [17]
Сравнивая это решение с приведенным выше заключением специалистов Министерства нефтяной промышленности, можно отметить, что спустя б лет система внутриконтурного заводнения уже рассматривается как важный и высокоэффективный метод интенсификации добычи нефти, однако по-прежнему лишь для больших нефтяных месторождений. [18]
На год раньше сотрудниками Гипровостокнефти в результате анализа и обобщения опыта законтурного и внутриконтурного заводнения было выдвинуто и обосновано положение о том, что системы внутриконтурного заводнения должны быть основным методом воздействия на нефтяные залежи независимо от их размеров. В 1960 г. была составлена технологическая схема разработки Кулешовского месторождения Куйбышевской области с применением так называемых блоковых систем разработки. [19]
Все анализируемые участки в настоящее время гидродинамически изолированы друг от друга с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин, однако на первых стадиях разработки до полного освоения системы внутриконтурного заводнения между ними наблюдались значительные перетоки. Если направление перетоков довольно легко определить по картам изобар, то их величину оценить значительно труднее. [20]
В связи с этим рассмотрим влияние мощности системы внутри-контурного заводнения на объемы добычи нефти и сравним эффективность капитальных вложений, направляемых на бурение эксплуатационных скважин, с эффективностью капитальных вложений в систему внутриконтурного заводнения. [21]
В последнее время предметом оживленных дискуссий стал важный вопрос о темпе выработки запасов нефтяных месторождений и, как следствие, о размещении эксплуатационных и нагнетательных скважин, определении оптимального числа рядов и др. В частности, в интересной работе [311] рассматриваются эффективность систем внутриконтурного заводнения в различных геологических условиях, влияние расстояния между линией нагнетания и первым рядом эксплуатационных скважин на технико-экономические показатели разработки. [22]
Достаточно сказать, что, разместив то же общее число скважин на той же площади по четырех -, пяти - или семиточечной системе площадного заводнения, можно получить в 2 5 - 3 5 раза большую добычу нефти, чем при широко распространенной в настоящее время системе внутриконтурного заводнения, когда между двумя линейными рядами нагнетательных скважин располагается пять рядов эксплуатационных скважин. Следовательно, применение площадного заводнения с начала разработки может резко повысить эффективность добычи нефти и ощутимо снизить расход металла на каждую тонну добытой нефти. [23]
Для определения экономической эффективности капитальных вложений в бурение эксплуатационных скважин и в объекты внутри-контурного заводнения следует рассмотреть порядок разбуривания месторождения ( очередность бурения рядов скважин), дебиты эксплуатационных скважин по рядам, объемы закачки воды, соотношение между добычей жидкости и закачкой воды, установить объемы капитальных вложений в систему внутриконтурного заводнения, необходимые для обеспечения проектных соотношений между добычей нефти и закачкой воды в пласт. [24]
 |
Схема центрального заводнения. [25] |
Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на крупнейшем месторождении СССР - Ромашкинском в Татарской АССР, которое разрезано рядами нагнетательных скважин на 20 с лишним обособленных эксплуатационных площадей. Такая система внутриконтурного заводнения в сочетании с законтурным применяется сейчас при разработке многих крупных нефтяных месторождений. [26]
Разрабатываются они с применением заводнения, преимущественно виутриконтурного. Активность систем внутриконтурного заводнения необходимо усиливать с ухудшением характеристики залежей. [27]
Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется прогрессирующим обводнением продукции, снижением добычи нефти ( в среднем на 10 - 15 % в год), переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ эксплуатации, выбытием части скважин из действующего фонда. В этот период продолжается развитие системы внутриконтурного заводнения с применением других средств интенсификации для поддержания достигнутого максимального уровня отбора жидкости и соответственно замедления темпа падения добычи нефти. Примерно с середины периода в связи с сокращением фонда скважин добыча жидкости из пласта уменьшается, однако бурение скважин резервного фонда продолжается. [28]
Важным средством интенсификации добычи нефти является дополнительное разрезание площадей самостоятельной разработки рядами нагнетательных скважин. Такое мероприятие по существу является дальнейшим развитием системы внутриконтурного заводнения. Дополнительное разрезание отдельных площадей рядами нагнетательных скважин дает возможность быстро ввести в разработку центральные части площадей, значительно сократить общий срок их разработки и повысить уровень среднегодовой добычи нефти за счет увеличения фронта нагнетания и объемов закачки воды. Экономические показатели разработки при этом существенно улучшаются. [29]
Вполне правомерно рассматривать динамику фонда эксплуатационных скважин как величину, в основном зависящую от степени выработанности запасов, поскольку текущий коэффициент нефтеизвлечения является генеральным, основным, фактором, который определяет общую закономерность течения изучаемого процесса. При этом надо иметь в виду, что система внутриконтурного заводнения ( трех - или пятирядная) также влияет на темпы выхода скважин из эксплуатации. [30]
Страницы: 1 2 3