Интенсивная система - заводнение
Cтраница 3
На фонтанирование в большой степени влияет гидропровод-ность продуктивного пласта. При высоких ее значениях фонтанирование скважин до конца разработки может обеспечить трехрядная система разработки, при более низких необходимо проектировать еще более интенсивные системы заводнения. [31]
 |
Зависимость приращения конечной нефтеотдачи при водонапорном. [32] |
Коллектором является пористый слабо засуль-фаченный доломит. Такая зависимость в условиях нефтяного пласта Яблоневского месторождения говорит о значительной роли числа и размещения нагнетательных скважин в процессе выработки запасов и о целесообразности применения при разработке пласта интенсивных систем заводнения, близких к площадному заводненшо, которые характеризуются высоким удельным весом нагнетательных скважин в общем фонде скважин. [33]
Однако в последнее время открыт ряд месторождений, которые ввиду определенных природных условий ( низкая средняя проницаемость, большая неоднородность и прерывистость пласта, высокая вязкость нефти) должны разрабатываться с самого начала с применением интенсивных систем заводнения. [34]
Как видно из рис. 48, с увеличением коэффициента проницаемости коллекторов залежей себестоимость добываемой нефти при трехрядной и особенно пятирядной системах и значениях k 0 1 4 - 0 8 Д резко снижается. Такая же картина наблюдается и для площадных систем заводнения. Причем в этом интервале интенсивные системы заводнения обеспечивают меньшую себестоимость добычи нефти, а при девятиточечной системе себестоимость минимальная. Это свидетельствует о том, что чрезмерная интенсификация добычи нефти ( с темпом отбора более 20 %) имеет следствием ухудшение технико-экономических показателей разработки нефтяного месторождения. С увеличением темпа разработки до 20 %, наряду с сокращением основного срока разработки до 6 - 10 лет, резко нарастает обводненность продукции, увеличиваются объемы отбираемой жидкости и закачки воды, что неизбежно ведет к. [35]
В зависимости от коллекторских свойств пласта проектируют различную рядность. Если средняя проницаемость высокая, относительная вязкость ц0 низкая и неоднородность и прерывистость пласта незначительные, применяют пятирядные системы. При низких показателях и вязких нефтях проектируют однорядные системы как более интенсивные системы заводнения. [36]
Установлено, что на разработку залежи нефти с аномально вязкими свойствами оказывают влияние не только физические свойства нефтей и геологическая характеристика пласта-коллектора, но и такие факторы, как геометрия и плотность сетки скважин, система размещения нагнетательных и добывающих скважин и перепад давления между их забоями. Влияние всех этих факторов отражается и на экономических показателях разработки нефтяной залежи, прежде всего, на себестоимости добычи нефти. С одной стороны, сгущение сетки скважин, увеличение давления нагнетания воды в пласт и переход к более интенсивным системам заводнения ослабляют отрицательное влияние структурно-механических свойств пластовых нефтей на разработку залежи, а с другой стороны, приводят к увеличению себестоимости добычи нефти и ухудшению технико-экономических показателей. В связи с этим выбор рационального варианта разработки на месторождениях нефти с аномально вязкими свойствами является особенно актуальным. [37]
Много внимания уделено вопросам совершенствования технологии заводнения нефтяных месторождений. Дана характеристика систем заводнения нефтяных залежей, показаны преимущества внутриконтурного заводнения, особенно блоковых систем разработки. Изложены результаты исследования влияния системы заводнения на темп добычи нефти и конечную нефтеотдачу пласта. Показаны большие преимущества интенсивных систем заводнения, дается экономический анализ эффективности различных систем заводнения. Приводятся результаты исследования влияния систем заводнения и давления нагнетания на условия фонтанирования скважин. [38]
Интересным является сравнение некоторых средневзвешенных параметров продуктивных пластов соседних Куйбышевского и Оренбургского нефтедобывающих районов. При одинаковой средней глубине залегания продуктивных пластов и примерно одинаковой вязкости нефти в пластовых условиях, продуктивные пласты Куйбышевского нефтедобывающего района имеют средневзвешенную нефтенасыщенную толщину продуктивных пластов в 1 9 раза больше, проницаемость в 2 7 раза более высокую, а на I га нефтеносной площади залежей приходилось запасов нефти в 2 6 раза больше, чем в Оренбургском нефтедобывающем районе. Указанное сравнение убедительно показывает более благоприятные природные условия Куйбышевского района. Но вместе с тем, последний характеризуется более интенсивными системами заводнения. Показателем интенсивности систем заводнения является соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин. [39]
Наиболее хорошие результаты получены по пяти технологиям. Общим для этих технологий является выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельный объект разработки и разбуривание их по сетке 12 - 16 га / скв, применение новой технологии первичного вскрытия пласта с интенсификацией притока импульсивным воздействием на зону проникновения специальной технологической жидкостью ТЖУ-2. Первая технология предусматривает применение площадных систем заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин, равным двум, повышение забойного давления в нагнетательных скважинах до 0 9 горного, на устье - 20 - 25 МПа. Вторая отличается применением линейных интенсивных систем заводнения с соотношением добывающих и нагнетательных скважин, равным единице. Третья и четвертая предусматривают применение в качестве вытесняющего агента пластовой либо сточной воды с минерализацией не менее 60 г / л, закачку воды при меньших 10 - 15 МПа давлениях нагнетания. [40]
Залежи второй группы отличаются тем, что длительное время скважины на них работают без воды, затем, после появления воды, происходит интенсивный рост обводненности. Это связано с перемещением ВНК по напластованию. В результате сокращения площади нефтеносности происходит быстрое выбывание фонда скважин из-за полного обводнения. В связи с сокращением фонда скважин в поздней стадии происходит снижение уровней добычи жидкости. Ко второму типу относятся залежи, разрабатываемые при интенсивных системах заводнения, залежи с маловязкой нефтью и незначительными по величине водонефтяными зонами. [41]
Закачка горячей воды в рассматриваемых условиях повышает нефтеотдачу на 6 1 - 2 5 %, позволяя в зависимости от плотности сетки дополнительно добыть 320, 225 или 132 тыс. т нефти. Приходящиеся на одну добывающую скважину извлекаемые запасы увеличиваются, по сравнению с заводнением, в 1 14 - 1 08 раз, однако примерно в 1 2 - 1 1 раз растет количество попутно добываемой воды, заметно выше средняя обводненность продукции. Применение метода приводит к существенному возрастанию темпов заводнения. Так, средние за весь срок разработки приемистость нагнетательных и дебит жидкости добывающих скважин увеличиваются в 1 4 - 1 3 раза. В результате на 12 - 13 %, по сравнению с заводнением, сокращается срок разработки, примерно в 1 1 раз выше средний темп добычи нефти. Эффективность этого метода в наибольшей степени зависит от плотности сетки скважин. Для получения большей дополнительной нефтеотдачи требуются плотность сетки меньшая, чем 12 га / скв, и более интенсивные системы заводнения. [42]
Страницы: 1 2 3