Контрольная работа по "Геологии"

Этот вид заводнения себя не оправдал и впоследствии широкого применения не нашел. Это обусловлено  нецелесообразностью искусственного обводнения чисто нефтяной, лучшей по продуктивности центральной части  залежи при расположении рядов добывающих скважин в менее продуктивных частях, в том числе и в природной  водонефтяной зоне.

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 (при внутриконтурном  разрезании в начале разработки под  непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних добывающих рядов) 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. 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. Такие системы, так же как и блоковая система с разрезанием на узкие полосы, можно применять и для высокопродуктивных объектов при необходимости получения высоких уровней добычи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в случае больших трудностей с организацией механизированной эксплуатации скважин. Их использование может быть целесообразным также в случаях, когда продолжительность разработки месторождения ограничена, например, сроком возможной эксплуатации морских сооружений в условиях шельфа.

Специалистами объединения "Удмуртнефть" доказана целесообразность применения для залежей нефти  повышенной вязкости, приуроченных к  трещинно-поровым карбонатным коллекторам, площадной системы заводнения, названной  ими ячеистой (рис. 67, г). При разработке таких залежей коллек-

 тор в добывающих скважинах ведет себя как поровый, а в нагнетательных, в связи с раскрытием трещин под влиянием высокого забойного давления, - как трещинно-поровый. Приемистость нагнетательных скважин резко возрастает после создания возле них искусственных водонасыщенных зон. Это обусловливает многократное превышение коэффициента приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно высокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем обусловливает низкий уровень добычи при большом объеме закачиваемой в пласт воды, намного превышающем объем отбираемой из пласта жидкости.

Ячеистая система обеспечивает резкое увеличение отношения количества добывающих и нагнетательных скважин (до 6 : 1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях между добывающими скважинами. Это способствует соответствию объемов нагнетаемой воды и добываемой жидкости, замедляет обводнение добывающих скважин.

Системам разработки с  площадным заводнением свойственны  и негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе, остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями дебитов скважин и др.

В связи с низкой продуктивностью  залежей, при которой применяется  площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки коэффициент извлечения нефти, как  правило, не превышает 0,4 — 0,45.

Площадное заводнение в различных  модификациях нашло применение на месторождении  Чутыр-Киенгопском и других в  Удмуртии (пласт А4), Октябрьском (пласт XX) в Грозненском районе, на многих малопродуктивных залежах месторождений Западной Сибири и Волго-Урала.

Избирательное заводнение — разновидность внутрикон-турного заводнения — предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68). При составлении первого проектного документа на разработку местоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть ^\я освоения под закачку воды выбирают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. 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., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений. Избирательное заводнение применяется при разработке некоторых периферийных площадей девонской залежи нефти и залежей в каменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения в Татарии, в бо-бриковском горизонте Краснохолмской группы месторождений в Башкирии, на ряде месторождений других районов.

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 (нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) 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 объекта  разработки. При необходимости для  создания очагов заводнения бурят дополнительные скважины.

Очаговое заводнение применяют  очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствованию  основных систем разработки с заводнением.

Головное заводнение. Головным называют нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

Барьерное заводнение. Эта  разновидность внутриконтур-ного 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. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с другими его видами или с использованием энергии напора пластовых вод.

С применением барьерного заводнения разрабатывают ряд нефтегазовых залежей в Волгоградской области (Бах-метьевское, пласт Б! и др.), Западной Сибири (залежи в пластах группы А Самотлорского месторождения) и других районах.

Таким образом, во многих случаях  при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта исходя из его геолого-промысловой характеристики для него могут быть рекомендованы два, а иногда и три конкурирующих вида заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может конкурировать с площадным заводнением и т.д. Из числа возможных вариантов, обоснованных геологически, оптимальный вариант выбирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).

§ 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ, ГАЗА, ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ, ЗАКАЧКОЙ ВОДЫ

Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором.

При разработке месторождений  нефти и газа обязателен высокий  уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагнетательных скважин.

Дебит скважины по жидкости (безводной - по нефти, обводненной - по нефти и воде) измеряется в т/сут  с помощью автоматизированных групповых  установок типа “Спутник". Пользование  такими установками позволяет устанавливать  отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах  во всей жидкости.

При недостаточно надежной работе системы “Спутник" обводненность  продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным  газовым счетчиком типа "Агат-1”, а при использовании индивидуальной замерной установки - турбинным счетчиком  или дифференциальным манометром с  дроссельным устройством, устанавливаемым  на выходе из трапа.

Промысловый газовый фактор (в м3/т) вычисляют как отношение  дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательной скважины (в м7сут) измеряют счетчиком  или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой  две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить при  остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании  индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.

Дебиты скважин при  добыче природного газа измеряют на групповых  или централизованных газосборных  пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, - поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто используют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагмен-ного измерителя (ДИКТ).

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных  показателей раздельно по пластам  и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту  задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпретации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.

Для каждого объекта с  учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).

Учет показателей работы скважин. Документация. Каждая скважина представляет собой дорогостоящее  сооружение, поэтому полноценное  использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен перевод ее на другой горизонт и т.д.

Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы:

эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);

карточка нагнетательной скважины;

карточка по исследованию скважины;

паспорт скважины.

 В эксплуатационной  карточке отмечаются ежедневные  де-биты скважины по нефти (газу) и попутной воде, газовый фактор, часы работы и простоя скважины, причины простоя, изменения способа эксплуатации, характеристики оборудования или режима его работы. За каждый месяц подводятся итоги: фиксируются добыча нефти, добыча воды, обводненность месячной продукции, число часов работы и простоя, среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти, значения среднего газового фактора.

В карточке нагнетательной скважины записывают ежедневно приемистость скважины, давление нагнетания воды (или  другого агента), число часов работы и простоя, причины простоя. Фиксируют  показатели работы скважины за месяц: количество закачанной воды, число  часов работы и простоя, среднесуточную приемистость, среднее давление на устье скважины.

В карточку по исследованию скважины вносят: дату и вид исследования (замеров), данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования, глубину и  продолжительность замера, тип прибора, результаты проведенных замеров.

Паспорт скважины - основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные: