Пласт БВ6 характеризуется большим давлением насыщения (88 - 89 кг/см2) и газосодержанием (44,08 - 47,85 м²/т). Нефть этого пласта сернистая и парафинистая.

Пласт БВ8 характеризуется большим газосодержанием (55,31 - 63,40 м³/т) и давлением насыщения (73 - 81,5 кг/см²). Нефть также сернистая и парафинистая.

Нефть пластов АВ1-2 также относится к сернистым и парафинистым. Свойства пластовой нефти и газа представлены в таблице № 2.1.4.1. Компонентный состав - в таблице № 2.1.4.2.

Таблица 2.1.4.1.

Свойства пластовой нефти и газа

№ п/п	Наименование	Пласт
1.	Пласт	АВ1-2	БВ6	БВ8
2.	Давление насыщения газом, Мпа	8,0	8,8	7,913
3.	Газосодержание, м3/т	380,33	450,92	509,32
4.	Плотность, кг/м3	0,801	0,816	0,755
5.	Вязкость,Мпа∙с	1,97	1,9	1,5
6.	Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	1, 099	1,132	1,193
7.	Пластовая температура, 0С	71	77	80
8.	Газ газовой шапки на месторождении отсутствует.

Таблица 2.1.4.2.

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и

пластовой нефти (мольное содержание, %) по Урьевскому

месторождению

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях
	Выделившийся Газ	Нефть
Сероводород	0	0
Углекислый газ	0,11	0
Азот + редкие,	0	0
в том числе: гелий	1,28	0,26
Метан	73,24	21,52
Этан	2,76	0,66
Пропан	6,38	1,39
Изобутан	3,40	3,24
н.бутан	6,02	2,04
Изопентан	1,41	2,78
н.пентан	1,36	2,07
Остаток (С8 + высшие)	1,19	1,94
Молекулярная масса	-	62,46
Плотность газа, кг/м3	1.05

---

Вязкость пластовой воды в пластовых условиях 0,44 - 0,33 МПа∙с.

Объемный коэффициент 1,017 - 1,019.

Предельное газосодержание 2,16 - 2,38 мм³/т.

По кислотно-щелочному анализу эти воды нейтральны, низкоминерализированы (от 20 до 27 г/л).

2.1.5. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов
2.1.6. Техника и технология эксплуатации скважин
Для подъема жидкости к устью скважины, необходимо затратить энергию. В зависимости от вида затрачиваемой энергии различают два способа добычи нефти:

1. Фонтанный;

2. Механизированный.

Фонтанный способ добычи углеводородного сырья применяется на ранних стадиях разработки месторождений, когда велик запас пластовой энергии, при этом пластовая энергия расходуется на подъем скважинной жидкости к устью и на транспортировку ее по системе нефти сбора. Так как при фонтанной добыче не применяется внешний источник энергии, то это самый простой и дешевый способ эксплуатации скважин. [2]

Механизированный способ добычи применяется на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» добыча нефти производится механизированным способом, при котором применяются установки, оснащенные штанговыми скважинными насосами (УШСН), установки, оснащенные электроцентробежными насосами (УЭЦН) и газлифтная эксплуатация нефтяных скважин [3].

Установка штангового скважинного насоса (УШСН).

Установками УШСН оснащено более 59% всего фонда добывающих скважин. Установки предназначены для эксплуатации скважин с малой продуктивностью (мало дебитный фонд).

Такие скважины вскрывают продуктивные горизонты с низкими коллекторскими свойствами. Широкое распространение таких установок связано со следующими причинами:

-примерно 40-50% нефти добывается с пластов с низкими коллекторскими свойствами;

-широкое распространение машиностроительных предприятий специализирующихся на выпуски данного оборудования;

-надежность в эксплуатации данных установок.

УШСН состоит из наземного и подземного оборудования.

К наземному оборудованию относится оборудование устья насосных скважин и станок-качалка (СК).

СК предназначен для преобразования вращательного движения электродвигателя в возвратно поступательное движение колонны штанг.

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости насосно-компрессорных труб (НКТ), отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ.

---

К подземному оборудованию УШСН относится: штанговый скважинный насос (ШСН), колонна штанг и колонна НКТ.

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН).

УЭЦН предназначена для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудование и НКТ.

Установки имеют два исполнения − обычное и коррозионно-стойкое. Пример условного обозначения установки: УЭЦНМ5-125-1200 ВК02 ТУ 26-06-1486-87, где У- установка; Э- привод от погружного двигателя; Ц- центробежный; Н- насос; М- модульный; 5- группа насоса; 125- подача, м³/сут; 1200- напор, м; ВК-вариант комплектации; 02- порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок коррозионно-стойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква ”К”.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос (ЭЦН), гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной го­ловке эксплуатационной колонны.

Электроэнергия от промыс­ловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал ЭЦН. ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном − спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединя­ются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двига­теля и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод [1].

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин.

Область применения газлифта − высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими га­зовыми факторами и забойными давлениями ниже давления на­сыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газ­лифт характеризуется высокой технико-экономической эффек­тивностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

---

Преимущество газлифта относится простота подземного оборудования, удобство ремонта и профилактика наземного оборудования.

Недостатком газлифта является высокая стоимость и сложность обслуживания наземного оборудования.

По мере разработки месторождения условия эксплуатации скважин ухудшаются: обводняется продукция - увеличивается гидростатическое давление столба флюидов. Образуется высоко­вязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту забойного Р₃ и устьевого Р_у давлений, уменьшается эффективный газовый фак­тор G_эф и увеличивается потребный удельный расход газа R₀; при отсутствии применения или недостаточной эффективности поддержания пластового давления (ППД) возможно уменьшение пластового давления Р_пл, а также соответственно забойного Р₃ и башмачного Р₁ давлений, что вызывает увеличение удельного расхода R_o. Это приводит к на­рушению условия фонтанирования, то есть:
G_эф < R₀, (1)
где

G_эф− эффективный газовый фак­тор

R_0­− удельный расход газа

Так как условию G_эф=R₀ соответствует минимальное забой­ное давление

Р_{3 min} фонтанирования, а Р_{3 min}<Р_пл, то скважина прекращает фонтанирование при определенном дебите Q>0. С увеличением Р₃ уменьшается R₀, поэтому осуществлением ППД продлевается период фонтанирования до наступления определенной обводненности n_в, а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100% - ной обводненности продукции.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации являет­ся газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количе­ство газа для подъема жидкости закачивают в скважину с по­верхности. Если притекающую пластовую энергию, характери­зуемую газовым фактором G_эф, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусствен­ное фонтанирование, которое называют газлифтным подъемом, а способ эксплуатации — газлифтным. Тогда условие работы газлифтного подъемника (газлифта) аналогично условию газлифтного фонтанирования можно записать:

G_эф+R_0зак0, (2)
где

G_эф− эффективный газовый фак­тор

R_0­− удельный расход газа

R_{0 зак}− удельный расход закачиваемого газа (отнесенный к расходу поднимаемой жидкости)

Разновидности газлифта:

По организации подачи газа в скважину различают 2 принципа газлифта:

1. С двумя трубками: одна для подачи газа, вторая для подъема газожидкостной смеси.

2. С концентрически расположенными трубками.

В зависимости от источника газоснабжения газлифт подразделяется на компрессорный, бескомпрессорный и внутрискважинный газлифт.

При бескомрессорном газлифте используется газ с близ лежащих газовых месторождений или из магистральных газопроводов.

При компрессорном газлифте используется попутный нефтяной газ данного нефтяного месторождения.

Внутрискважинный газлифт может быть организован в таких условиях, когда скважина вскрывает 2 продуктивных горизонта. Один, из которого газовый, а второй нефтенасыщенный горизонт.

Оборудование устья газлифтных скважин:

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудова­нию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фон­танная арматура, обвязка которой зачастую позволяет пода­вать газ в затрубное пространство и в НКТ [1].
2.1.7. Система разработки
В ходе проектирования выбирается система разработки мес­торождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о спо­собах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в зале­жах.

2.1.8. Регулирование разработки нефтяного месторождения
Под регулированием разработки нефтяных месторождений по­нимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологиче­ских решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэф­фициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование (оптимизацию) процесса разработки прово­дят на основе большого числа частных критериев, среди кото­рых можно выделить следующие:

технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.;

экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестои­мости и др. Множество частных критериев обусловлено слож­ностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включаю­щему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных затратах и мак­симально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку за­дача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкрет­ного месторождения должно обеспечить народнохозяйственную и экономическую эффективность.

По признаку изменения системы воздействия методы регу­лирования можно разделить на две группы (по Б. Т. Баишеву): без изменения системы воздействия и добуривания новых сква­жин; частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин.

К первой группе можно отнести такие методы регулиро­вания:

воздействие на призабойную зону пласта, которое обеспечи­вает улучшение гидродинамического совершенства и увеличе­ние продуктивности скважин, изоляцию (ограничение) притока воды в добывающих скважинах, выравнивание и расширение профиля притока нефти и закачки воды (газа) по толщине пла­ста в добывающих и нагнетательных скважинах;

изменение технологических режимов работы скважин: добы­вающих (увеличение или ограничение подачи подъемного обо­рудования вплоть до отключения скважин или форсированного отбора жидкости, периодическое изменение отборов), нагнета­тельных (увеличение или ограничение расходов закачки, повы­шение давления нагнетания, перераспределение закачки по сква­жинам, периодическая или циклическая закачка, создание по­вышенных давлений нагнетания и др.);

одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) не­скольких пластов в одной скважине на многопластовых место­рождениях.

Во вторую группу могут входить следующие методы регули­рования:

добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные сква­жины), или возврат скважин с других пластов;

частичное изменение системы воздействия (организация оча­гового заводнения, приближение к зоне отбора линии нагнета­ния добуриванием новых скважин и переносом закачки в су­ществующие скважины, применение физико-гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи);

полное изменение системы воздействия (переход с законтур­ного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на от­дельные блоки и др.).

Регулирование разработки осуществляется в течение всей «жизни» (продолжительности эксплуатации) месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки. Применительно к режиму вытеснения нефти водой можно назвать такие основ­ные задачи регулирования.

На первой стадии может возникнуть необходимость увеличе­ния гидродинамического совершенства и продуктивности сква­жин, выравнивания и расширения профиля притока нефти.

На второй стадии разработки одна из главных задач регули­рования — обеспечение возможно длительного периода стабиль­ной добычи нефти. Для этого используют различные методы, обеспечивающие решение ряда частных задач. Наибольшее при­менение находят бурение резервных скважин, изменение режи­мов их работы, воздействие на призабойную зону пласта. Эффективны также ограничение дебитов высокообводненных сква­жин внешних рядов или даже их остановка и увеличение от­боров по безводным и малообводненным скважинам внутрен­них рядов. Этим будут решаться также задачи предупреждения или сокращения преждевременного прорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или пластам. Целесооб­разно также применение методов второй группы. Необходи­мость изменения системы воздействия или системы разработки может быть вызвана требованием повышения текущей добычи нефти из залежи в связи с ростом потребностей страны в неф­тепродуктах, изменением представления о геологическом строе­нии и запасах месторождения, несовершенством проектных ре­шений в силу ограниченности и неточности исходной информа­ции.

На третьей стадии основные задачи регулирования заключа­ются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добывае­мой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравни­ванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта.

Задача регулирования на четвертой завершающей стадии — дренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением фор­сированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др.

Поскольку процесс добычи нефти характеризуется гидравли­чески неразрывной связью системы «пласт—скважины—нефте-газоводосборные трубопроводы — установка подготовки нефти и воды — водотрубопроводы утилизации попутной воды», то пре­делы и возможности методов регулирования обусловлены огра­ничивающим действием этих элементов общей системы. Учет их влияния необходим при выборе методов регулирования. Раз­личают технологические, технические и планово-экономические ограничения методов регулирования.

К основным технологическим ограничениям можно отнести следующие: число скважин, их размещение и очередность ввода; тип системы заводнения; ограничения по давлению и дебитам скважин. По мере сгущения сетки скважин дебит залежи сна­чала увеличивается, достигая максимума, а затем может умень­шаться при фонтанной эксплуатации скважин. С разрежением сетки скважин ценность каждой скважины и требования к ее техническому состоянию возрастают, увеличиваются удельные отборы на одну скважину, что приводит к уменьшению «запаса прочности» системы разработки и возможностей маневрирования отборами по скважинам и регулирования процессом разра­ботки. Чем интенсивнее система заводнения, тем выше темпы отбора. Ограничения давления и дебитов скважин определя­ются условиями фонтанирования скважин (минимальное забой­ное давление фонтанирования), выноса песка (разрушение слабосцементированного пласта), конусообразования подошвенной воды и верхнего газа, недопущения значительного выделения газа из нефти в пласте (р₃>0,75р_н), срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа и др.

Технические ограничения накладываются системой ППД (максимальные давления и подачи насосов, ограниченность ре­сурсов воды, мощность установок подготовки воды, оборудова­ния для совместно-раздельной закачки воды и др.); подъемным оборудованием скважин (максимальная производительность); системой сбора и транспорта продукции (максимальная пропускная способность трубопроводов, мощность насосных стан­ций); системой подготовки нефти (максимальная производи­тельность установок, зависящая от обводненности и стойкости эмульсии, требований по кондиции товарной нефти); системой очистки и утилизации пластовой попутной воды (мощность уста­новок и пропускная способность).

К планово-экономическим ограничениям можно отнести го­довой план добычи нефти (предельный минимальный отбор из залежи), экономические показатели (капитальные вложения, се­бестоимость и др.).

Проявление рассмотренных ограничений связано со стадией процесса разработки и обусловливает выбор метода регулиро­вания.

2.2. Классификации и характеристики систем разработки
2.2.1. Классификация по геометрии расположения скважин
Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважины на площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерно­сти двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правиль­ных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирова­ния.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и раз­меров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.
2.2.2. Классификация по методу воздействия на пласт
В настоящее время известны, изучаются и внедряются в про­мышленную практику десятки различных методов воздействия на нефтяные залежи и повышения нефтеотдачи (первичные, вто­ричные, третичные). Современные методы повышения нефтеот­дачи (нефтеизвлечения) в той или иной степени базируются на заводнении. Среди них можно выделить четыре основные группы:

гидродинамические методы — циклическое заводнение, изме­нение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а также методы воздействия на призабойную зону пласта;

физико-химические методы — заводнение с применением ак­тивных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных рас­творов);

газовые методы — водогазовое циклическое воздействие, вы­теснение нефти газом высокого давления;

тепловые методы — вытеснение нефти теплоносителями (го­рячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя нефти.

Применимость методов повышения нефтеотдачи пластов оп­ределяется геолого-физическими условиями. Известные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35 % от балансовых запасов) и разными факторами их применения. Для месторождений с маловязкими нефтями, раз­рабатываемых с использованием заводнения, к наиболее пер­спективным можно отнести следующие методы: гидродинамиче­ские; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями — использование пара; внутрипластовое горение. Ос­тальные методы будут применяться в основном для интенсифи­кации добычи нефти и регулирования процесса разработки.

2.2.3. Фонд скважин
Урьевское месторождение ЦДНГ-1 эксплуатируется в основном механизированным способом. Эксплуатационный фонд скважин на 1.01.2002 года составил 590 скважины. Действующий фонд скважин составляет 510 скважины. Из них 293 скважин, оборудованных УЭЦН, что составляет 54 % от действующего фонда, обеспечивающих добычу 80,1% нефти ЦДНГ-1. Остальная часть добычи нефти приходится на скважины, оборудованные УСШН, и на одну скважину, эксплуатируемую фонтанным способом. Состояние фонда скважин приводится в таблице 2.2.3.1.
Таблица 2.2.3.1.

Состояние фонда скважин ЦДНГ-1 на 1.05.2003 года

На 1.05.2003.	Всего	УЭЦН	УШСН	Фонтан
Эксплуатационный фонд	590	331	256	1+2осв
Действующий фонд	510	293	216	1
Бездействующий фонд	78	38	40	0
Дающий фонд	488	279	208	1
Простаивающий фонд	22	14	8	0

2.2.4. Параметры плотности сетки скважин
2.2.5.Удельный извлекаемый запас нефти и другие показатели
2.3. Показатели разработки
2.3.1. Добыча нефти, жидкости и газа
2.3.2. Темпы разработки скважин
2.3.3. Стадии разработки скважин
При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:
На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспе­чивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот пе­риод добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление.

Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно сни­жаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для под­держания пластового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости плас­та и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное про­дление второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.

Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачивае­мой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен от­бор 80...90 % промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи - характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот пе­риод широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.
2.3.4. Обводненность скважин
2.3.5. Темп отбора жидкости
2.3.6 Водонефтяной фактор
2.3.7. Расход нагнетаемых в пласт веществ
2.3.8. Пластовое давление, пластовая температура
2.4. Разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт. Системы заводнения
Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

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

определяют местоположение водонагнеательных скважин;

определяют суммарный объем нагнетаемой воды;

рассчитывают число водонагнеательных скважин;

устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.
2.4.1. Местоположение водонагнетаемых скважин
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.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие системы заводнения.
2.4.2. Законтурное заводнение
З аконтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти «запечатана» продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

2.4.3. Внутриконтурное заводнение
В нутриконтурное 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 с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное завод­нение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, распо­лагаемых ближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей 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 водонагаетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобываю­щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появле­ния в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

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.




Рис. 3. Принципиальная схема разработки пласта при использова­нии блоковых систем.

Обозначения см. на рис. 1.
Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади.

Большое преимущество описываемой системы — 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.

Разновидность системы внутриконтурного заводнения — бло­ковые системы разработки.
2.4.4. Блоковая система
Блоковые системы разработки находят применение на место­рождениях вытянутой формы с расположением рядов водона­гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин­ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые си­стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. Как видно из схемы рис. 3, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) раз­работки.

Преимущество блоковых систем заключается в следующем.

1. 
   Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизу­ченной на стадии разведки месторождения части пласта.
   
2. 
   Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.
   
3. 
   Существенно сокращается площадь, подлежащая обуст­ройству объектами поддержания пластового давления.
   
4. 
   Упрощается обслуживание системы поддержания пласто­вого давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.).
   
5. 
   Компактное, близкое расположение добывающих и водо­нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопро­сы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах.
   

Блоковые системы разработки предполагают расположение водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных по­лого залегающих антиклинальных складок целесообразно рас­положение водонагнетательных скважин по оси складки. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

2.4.5. Площадное заводнение
Площадное заводнение 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.

На рис. 4 показаны основные схемы площадного заводне­ния. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.




Рис. 4. Основные схемы площадного заводнения:

а — четырехточечная; б — пятиточечная; в — семиточечная; г — девятиточечная;

1 – добывающие скважины; 2 — нагнетательные скважины.
Так, в четырехточечной системе (см. рис. 4) соотно­шение между нефтедобывающими и нагнетательными скважи­нами 2:1, при пятиточечной системе – 1:1, при семиточечной системе – 1:2, при девятиточечной системе – 1:3. Таким обра­зом, наиболее интенсивным 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.

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.

2.4.6. Избирательное заводнение
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 или четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к нефтедобыва­ющим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как нефтедо­бывающую, но и как водонагнетательную.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослежи­вается гидродинамическая связь выбранной скважины с сосед­ними.
2.4.7. Очаговое заводнение
Очаговое заводнение — это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин раз­мещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом строении продуктивного пласта очаго­вое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения.
2.4.8. Барьерное заводнение
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 газа и нефти регули­руют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газо­вую часть залежи, а газа в нефтяную часть.


2.4.9.Требования, предъявляемые к нагнетаемой воде, источники и технологические схемы водоснабжения


2.4.10.Геолого-промысловые условия применения методов повышения нефтеотдачи
Источниками получения исходных данных для составления про­ектных документов служат пробуренные на данном месторож­дении скважины. При бурении скважин отбирают образцы горных пород — керны, а при наличии рыхлых пород — шлам. В лабораториях по образцам терригенных (осадочных) и карбонатных пород изучают вещественный состав, текстуру, структуры. Лаборатор­ными методами по образцам пород определяют физические свойства коллекторов: пористость и соотношения трех основных видов пустот (трещин, каверн, пор), проницаемость (абсолют­ную и фазовые), нефтегазоводонасыщенность, коэффициент вы­теснения нефти водой. Физические свойства пластовых жидко­стей исследуют в лабораториях по глубинным пробам. Следует подчеркнуть, что существуют ОСТы и ГОСТы на определение свойств нефтей, воды, пород и т. д.

В скважинах проводятся различные промыслово-геофизические, термодинамические и гидродинамические исследования. По данным промыслово-геофизических исследований проводят детальное расчленение продуктивных отложений (установление литологического типа пород), выделяют коллекторы (терригенные, карбонатные), разделяют коллекторы на продуктивные и водоносные, определяют пористость, нефтегазонасыщенность, проницаемость. При термодинамических исследованиях изу­чают распределение температуры в скважине, определяют про­филь притока нефти или поглощения закачиваемой воды по разрезу пласта.

По данным исследований составляют сводный (по видимым толщинам пластов) и нормальный (по средним истинным тол­щинам пластов в их нормальном залегании) геолого-физические разрезы, осуществляют детальную корреляцию продуктивных отложений (прослеживание по простиранию продуктивных го­ризонтов, пластов или пачек; установление их непрерывности на определенной площади; оконтуривание их распространения).

Получаемая информация используется для геометризации формы залежей и месторождения. Для более наглядного отображения геологического строения месторождения строят блок-диаграммы (аксонометри­ческое изображение залежи в трех плоскостях в косоугольной или прямоугольной проекции) и блок-схемы (пространственное отображение корреляционных схем).

При разделении пород на проницаемые (коллектор) и не­проницаемые (неколлектор) обосновывают предельные значения емкостно-фильтрационных параметров. Обычно выделяют два предела: абсолютный или физический — значения параметров, начиная с которых породы имеют нефтегазонасыщенность, от­личную от нуля; нижний или технологический — значения па­раметров, начиная с которых породы имеют такую нефтегазонасыщенность, при которой фазовая проницаемость для нефти (при определенном режиме вытеснения, т. е. системе разработки месторождения) становится больше нуля.
2.4.11.Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов: циклическое заводнение, метод перемены фильтрации потоков, форсированный отбор жидкости
Метод циклического заводнения разработан во ВНИИнефти, впервые применен в 1964 г. на Покровском месторождении. Технология его заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным груп­пам скважин. В результате такого нестационарного воздейст­вия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых про­слоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение рас­хода или прекращение закачки воды) вода удерживается ка­пиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть вы­ходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4 - 10 суток и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75 - 80 суток.

Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие сло­исто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (бо­лее раннее применение метода: на начальной стадии повыше­ние нефтеотдачи составляет 5 - 6 % и более, тогда как на поздней — лишь 1 - 1,5%); в) технико-технологическая возмож­ность создания высокой амплитуды колебаний давления (рас­ходов), которая реально может достигать 0,5 - 0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (сред­него расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения дав­ления — сокращаться до нуля в результате отключения нагне­тательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каж­дая из нагнетательных и добывающих скважин работает в ре­жиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспече­ния более равномерной нагрузки на оборудование залежь не­обходимо разделить на отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов совре­менными насосами позволяет осуществлять процесс без допол­нительных затрат на переустройство системы заводнения. Пол­ная остановка нагнетательных скважин может потребовать ис­пользования высоконапорных насосов, рассчитанных на давле­ния 25—40 МПа, или привести к замерзанию скважин и водо­водов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

  1   2

---

Изменение направлений фильтрационных потоков

Технология метода заключа­ется в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается из­менение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неус­тойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. При переносе фронта нагнетания в пла­сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра­диенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внед­ряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось кото­рых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю­щейся водонасыщенности).

Изменение направления фильтрационных потоков достига­ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча­гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан­ций и наличия активной системы заводнения (поперечные раз­резающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений и др.). Он позволяет поддерживать достигну­тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффек­тивен в случае повышенной неоднородности пластов, высоко­вязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

Форсированный отбор жидкости

Впервые началось применение метода в 1938 г. на промыслах Азербайджана. Технология заключается в поэтапном увеличе­нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав­ления р₃). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения

---

Смотрите также файлы

• Отчетный год Представляется в налоговый орган (код) Сведения о налогоплательщике.pdf

• Практическая работа к теме Страна патриотизм Внеурочное мероприятие на тему Символы России.docx

• Организация обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими сиз. Смывающие и (или) обезвреживающие средства.pptx

• 15.Репортаж об инциденте в управляемом конфликте это.docx

• Программа "Развитие промышленности и повышение ее конкурентоспособности".pptx