Сетка размещения скважин

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и

нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием

расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по

равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами).

Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными.

При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на

15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между

скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение

площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это

понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом

конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения

эксплуатируются с плотностью сетки (30÷60)・104 м2/скв. На

Туймазинском месторождении плотность сетки 20・104 м2/скв. при

расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском –60・104

м2/скв. – 1000 м ・ 600 м, Самотлорском – 64・104 м2/скв.

Слайд 6

Стадии разработки месторождений

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся

определенным закономерным изменением технологических и технико-

э кономических показателей

Рис. 6.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн , жидкости

Tдж и обводненности продукции n в при водонапорном режиме

с выделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание

высокого уровня добычи нефти; 3 – значительное снижение добычи

нефти; 4 – завершающая.

Слайд 7

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта -

характеризуется:

· интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного

уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых

запасов);

· быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от

максимального;

· резким снижением пластового давления;

· небольшой обводненностью продукции в n (обводненность

продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа・с и

35 % при повышенной вязкости);

· достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи н K (около 10

%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности

залежи и составляет 4 ¸ 5 лет, за окончание стадии принимается точка

резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Tдн (отношение

среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Слайд 8

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти -

характеризуется:

· более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти

(максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ¸ 17 %) в

течение 3 ¸ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и

1 ¸ 2 года – при повышенной вязкости;

· ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет

резервного фонда;

· нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост

обводненности составляет 2 ¸ 3 % при малой вязкости нефти и 7 % и

более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность

колеблется от нескольких до 65 %);

· отключением небольшой части скважин из-за обводнения и

переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

· текущим коэффициентом нефтеотдачи η , составляющим к концу

стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с ≪пиком≫ добычи – 10 ¸ 15 %.

Слайд 9

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти –

характеризуется:

· снижением добычи нефти (в среднем на 10¸20 % в год при

маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

· темпом отбора нефти на конец стадии 1¸2,5 %;

· уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие

обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на

механизированный способ добычи;

· прогрессирующим обводнением продукции nв до 80¸85 % при

среднем росте обводненности 7¸8 % в год, причем с большей

интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

· повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Kн на конец

стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5

мПа・с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной

вязкости;

· суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых

запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса

разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи

нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности

предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет.

Слайд 10

Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:

· малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Tдн (в

среднем около 1 %);

· большими темпами отбора жидкости Tдж (водонефтяные факторы

достигают 0,7 ¸ 7 м3/м3);

· высокой медленно возрастающей обводненностью продукции

(ежегодный рост составляет около 1 %);

· более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего

фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет

примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

· отбором за период стадии 10 ¸ 20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с

длительностью всего предшествующего периода разработки залежи,

составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической

рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще

рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно

наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы раз­работки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. си­стемы разработки без поддержания пластового давления); си­стемы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.

По методам регулирова­ния баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с за­качкой газа в пласт.