Рассчитать количество нагнетательных скважин

Обновлено: 07.07.2024

1 Область применения

Настоящий документ распространяется на работы по добыче нефти; позволяет провести расчеты норм расхода подготовленной нефти на выполнение операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин; является обязательным для организаций и предприятий топливно-энергетического комплекса независимо от форм собственности.

2 Определения

В настоящем документе применены следующие определения:

2.1 Использование подготовленной нефти для проведения операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин - применение подготовленной нефти для проведения операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин в количестве, необходимом для проведения процесса.

2.2 Потребность в подготовленной нефти на проведение операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин - количество подготовленной нефти, которое необходимо для проведения операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

2.3 Расход подготовленной нефти на проведение операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин - потери подготовленной нефти при закачке нефти в пласт в процессе проведения операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

2.4 Норма использования подготовленной нефти на проведение операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины -количество - подготовленной нефти, необходимое для проведения одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины.

2.5 Норма расхода подготовленной нефти на проведение операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины - количество подготовленной нефти, которое теряется при проведении одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины.

2.6 Норматив расхода подготовленной нефти на проведение процессов по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин - часть годовой добычи нефти, выраженная в процентах, которая расходуется в результате проведения операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

3 Порядок разработки

При проведении операции по выравниванию профиля приемистости в нагнетательную скважину закачивается объем подготовленной нефти или водонефтяной эмульсии с целью создания в призабойной зоне нефтяного пояса, обеспечивающего в дальнейшем равномерное распределение нагнетаемой в пласт воды по фронту вытеснения пластовой нефти. Исходят из того, что при проведении операции по закачке в пласт нефть движется по наиболее доступным маршрутам (промоинам, наиболее проницаемым пропласткам), перекрывая и закупоривая их, делая труднодоступными для нагнетаемой в дальнейшем воды, вследствие более высокой по сравнению с водой вязкости.

3.1 Индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины - количество подготовленной нефти, необходимое для проведения одной операции по выравниванию профиля приемистости j -й скважины i-й площади k -го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

(1)

где - индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости j-й скважины i -й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

- объем закачиваемой в скважину технологической жидкости при выравнивании профиля приемистости в j-й скважине i-й площади k -го предприятия акционерного общества, м 3 ;

- плотность подготовленной нефти при стандартных условиях, т/м 3 ;

- объемная доля подготовленной нефти в закачиваемой в j-ю скважину i-й площади k-го предприятия акционерного общества технологической жидкости.

3.1.1 Объем закачанной в пласт технологической жидкости при выравнивании профиля приемистости в j -й скважине i-й площади k -го предприятия акционерного общества вычисляется по формуле

где - объем закачанной в пласт технологической жидкости при выравнивании профиля приемистости в j-й скважине i -й площади k-го предприятия акционерного общества, м 3 ;

- радиус j-й скважины i -й площади k-го предприятия акционерного общества, м;

- радиус призабойной зоны j-й скважины i-й площади k -го предприятия акционерного общества, заполняемый технологической жидкостью, м; величина R устанавливается регламентами работ в скважинах по предприятию;

- пористость призабойной зоны j -й скважины i-й площади k -го предприятия акционерного общества;

- эффективная толщина пласта по j-й скважине i-й площади k -го предприятия акционерного общества, м.

- подача насоса при закачке технологической жидкости в j-ю скважину i -й площади k-го предприятия акционерного общества, м 3 /ч;

- время закачки технологической жидкости в j -ю скважину i-й площади k -го предприятия акционерного общества, ч;

то с учетом формул (2) и (3)

(4)

3.2 Норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости одной нагнетательной скважины по площади - средневзвешенное значение необходимого количества подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, рассчитывается по формуле

(5)

где - норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины i-й площади k -го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

- индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

- количество скважино-операций по выравниванию профиля приемистости на j -й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества в планируемом году;

m - количество j-x скважин на i-й площади k-го предприятия акционерного общества.

3.3 Норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины по предприятию - средневзвешенное значение необходимого количества подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины k -го предприятия акционерного общества, определяется по формуле

(6)

где - норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины k -го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

- норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины i-й площади k -го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

- количество скважино-операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины на i -й площади k-го предприятия акционерного общества в планируемом году;

n - количество i-x площадей на k-м предприятии акционерного общества.

3.4 Норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины по акционерному обществу - средневзвешенное значение необходимого количества подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины по акционерному обществу, определяется по формуле

где Н - норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины акционерного общества, т/скв.-опер.;

- норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины k -го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

- количество скважино-операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины на k -м предприятии акционерного общества в планируемом году;

е - количество k -х предприятий акционерного общества.

3.5 Потребность в подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости скважины на год определяется по формуле

(8)

где - потребность в подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости j -й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, м 3 ;

_ индивидуальная норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости j-й скважины i-й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

- количество скважино-операций по выравниванию профиля приемистости в j-й скважине i-й площади k-го предприятия акционерного общества в планируемом году.

3.6 Потребность в подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по площади на год определяется по формуле

(9)

где - потребность в подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по i -й площади k-го предприятия акционерного общества на год, т/год;

- норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости скважины i -й площади k-го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.,

- количество скважино-операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины на i-й площади k-го предприятия акционерного общества в планируемом году.

3.7 Потребность в подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по предприятию на год определяется по формуле

(10)

где - потребность в подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по k -му предприятию акционерного общества на год, т/год;

- норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости скважины k -го предприятия акционерного общества, т/скв.-опер.;

- количество скважино-операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины на k-м предприятии акционерного общества в планируемом году.

3.8 Потребность в подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по акционерному обществу на год определяется по формуле

(11)

где Q - потребность в подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по акционерному обществу на год, т/год;

H - норма использования подготовленной нефти на проведение одной операции по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины акционерного общества, т/скв.-опер.;

z - количество скважино-операций по выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины в акционерном общества в планируемом году.

3.9 Расход подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин составляет 100 % потребного количества нефти, поскольку весь объем технологической жидкости закачивается в пласт. Таким образом, норма расхода подготовленной нефти равна норме использования, а расход подготовленной нефти - объему потребности.

3.10 Норматив расхода подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин акционерного общества - отношение массы подготовленной нефти, расходуемой за год на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по k-му предприятию акционерного общества, к массе годовой добычи нефти k-м предприятием, выраженное в процентах, определяется по формуле

(12)

где - норматив расхода подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по k-му предприятию акционерного общества, %;

- расход подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по k -му предприятию акционерного общества за год, т/год;

- годовая добыча нефти k-м предприятием акционерного общества.

3.11 Норматив расхода подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по акционерному обществу - отношение массы подготовленной нефти, расходуемой за год на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по акционерному обществу, к массе годовой добычи нефти по акционерному обществу, выраженное в процентах, определяется по формуле

(13)

где - норматив расхода подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по акционерному обществу, %;

Q - расход подготовленной нефти на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин по акционерному обществу за год, т/год;

G - годовая добыча нефти акционерным обществом, т/год.

Ключевые слова : норма, норматив, выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, скважина, подготовленная нефть, потребность нефти.

Основные показатели разработки

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В разделе 3 в понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти Q_н — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q_н приходящаяся на одну скважину.

Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости Q_ж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах - тоннах. За рубежом - в объемных — m 3 . В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран - в баррелях, 1 баррель = 159 литрам, в 1 м 3 = 6,29 баррелей.

Дебит нефти, воды и жидкости q_н, q_в, q_ж – соответственно отношение добычи нефти, воды или жидкости ко времени работы скважины за месяц или за год. Рассчитывается, как на отработанное время, так и на календарное. Единица измерения – т/сут*скв.

Обводненность - это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц). Измеряется в долях ед. и %:

Водонефтяной фактор – отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный

Добыча газа Q_г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Расход нагнетаемых в пласт агентов (Q_з) и их извлечение вместе с нефтью (и газом). При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр (в том числе для поддержания пластового давления) в пласт закачивается вода, вода с добавками химреагентов, газ и другие вещества.

Основной показатель, характеризующий процесс закачки – компенсация отбора жидкости закачкой воды: текущая и накопленная. Измеряется в долях ед. и %.

При составлении проектов разработки величина принимается равной 115% для обеспечения потерь по пути следования закачиваемой воды и потерь на трение.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу (∑Q_н, ∑Q_ж). Накопленная добыча нефти и жидкости отражает количество добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Фонд скважин.Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы - оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I, II стадиях - растет, на III, IV - уменьшается.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп отбора от НИЗ. Из курса геологии вам известно такое понятие, как начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ). При анализе разработки любого объекта используются такие показатели, как темп отбора от НИЗ и степень выработки НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Q_H(t) к извлекаемым запасам месторождения

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Z_max

Q_H _max - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) – отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. Что это значит: при равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта.

Если степень выработки отстает по своей величине от обводненности продукции скважин, то необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит сделать нам вывод либо для применения технологий по интенсификации добычи нефти, либо о масштабном воздействии той или иной технологией на изменение динамики разработки.

Нефтеотдача. Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте.

Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:

η_пр – проектный коэффициент нефтеизвлечения

η – текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения

Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки начальным запасам.

Q_изв – извлекаемые запасы нефти

Q_бал – балансовые запасы нефти

∑Q_н – накопленный отбор нефти

В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:

h =b_выт b_{охв зав} . b_{охв выт}

Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.

Коэффициент охвата заводнением – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже no нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных
месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных
участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет
повышенное давление, в районе добывающих - пониженное.

Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта - на забоях нагнетательных скважин - Р_н, на забоях добывающих скважин — Рн. На линии нагнетания Р_н ' на линии отбора Р_с'.

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Р_н - Р_с = dР.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

Определение количества воды, необходимой для осуществления заводнения, давления нагнетания, приемистости и числа нагнетательных скважин

Суммарный объем закачки воды зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, давления на линии нагнетания, а в большинстве случаев также от коллекторских и упругих свойств пластов и насыщающих жидкостей в законтурной области. При заводнении любого типа необходимо поддерживать такой режим закачки воды, при котором объем воды, нагнетаемой в пласт, будет равен объему жидкости и газа, извлеченных из пласта.

Для условий внутриконтурного заводнения при установившемся жестководонапорном режиме и площадных систем суммарное количество нагнетаемой воды равно количеству извлекаемой нефти и воды.

При законтурном заводнении часть нагнетаемой воды уходит в водяную часть залежи. В общем виде количество закачиваемой воды при законтурном заводнении определяется по формуле:

Qзак = Qотб +Qут (7.1)

где Q_от6- количество отбираемой жидкости (нефть + вода); Qут - количество воды, утекающей за контур.

Количество воды, утекающей в законтурную область, зависит от давления на линии водонагнетательных скважин и среднего пластового давления в законтурной зоне. Ориентировочно считают, что потеря воды при этом составляет 15-20% от объема закачиваемой воды.

Предварительно рассчитав количество нагнетаемой воды, можно определить количество нагнетательных скважин,

где qв - количество воды нагнетаемой в одну скважину,

Рзн - давление на забое нагнетательной скважины

Давление нагнетания определяется типом насосного оборудования с учетом технического состояния скважин и трубопроводов, а также количеством закачиваемой воды.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Количество нагнетательных скважин уменьшено с 1218 до 1088 за счет предусматриваемого осуществления закачки воды в верхние и нижние пласты в одних и тех же скважинах путем оборудования их специальными пакерами. [2]

Количество нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от приемистости каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Приемистость нагнетательной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования. [3]

Количество нагнетательных скважин для каждой данной залежи н фти определяется делением заданного объема закачки воды в сутки на приемистость одной скважины. [4]

Количество нагнетательных скважин , обслуживаемых одной кустовой насосной станцией, зависит от приемистости скважин, расстояния между ними и применяемого оборудования на КНС. Например, в среднем одна КНС на Ромашкинском месторождении обслуживает 10 - 15 нагнетательных скважин. [5]

Зачастую количество нагнетательных скважин считается функцией количества добывающих скважин, а объемы закачки воды - функцией объема добычи жидкости. В этом случае удельные нормативы затрат, зависящие от количества нагнетательных скважин, определяются на одну добывающую скважину, а удельные нормативы, зависящие от объема закачки воды, - на единицу добычи жидкости. [6]

Для определения количества нагнетательных скважин , водяных или газовых, необходимо знать их поглотительную способность при заданных ( располагаемых) давлениях. [7]

В этом случае количество нагнетательных скважин значительно уменьшается по сравнению с площадным заводнением. [8]

Численность персонала цеха ППД зависит от количества нагнетательных скважин и их размещения на нефтяном месторождении, ибо это определяет протяженность магистральных и разводящих водоводов, количество и мощность кустовых насосных станций. Количество нагнетательных скважин и их размещение на месторождении устанавливаются технологическойчастью проекта разработки. Основная часть рабочих в цехах ППД занята на участках закачки и водоподготовки; на освоении и подземном ремонте нагнетательных скважин 5 - 1094; на ремонтный и прочий персонал приходится 15 - 20 % всех рабочих. [9]

С целью повышения эффективности системы разработки рекомендуется увеличить количество нагнетательных скважин в зонах слабой выработки запасов. С учетом направления трещиноватости необходимо проводить комплексный анализ залежей с использованием геолого-геофизической интерпретации, в том числе обработанной на ЭВМ. [10]

В текущей стадии разработки в связи с сокращением эксплуатационного фонда уменьшается и количество нагнетательных скважин . [12]

Кустовые насосные станции сооружаются на заводняемой площади, их количество и мощность выбирается в зависимости от количества нагнетательных скважин , расстояний между ними и необходимых объемов закачки. [13]

При приемистости нагнетательной скважины до 120 м3 / сут к каждому нагнетательному водоводу, идущему от ВРП, следует подключить такое количество нагнетательных скважин , суммарная приемистость которых позволяет осуществлять объем закачиваемой воды при отключении одной скважины. [14]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Число нагнетательных скважин определяют с учетом наиболее трудных условий работы в конце цикла разработки газоконденсатного месторождения, с принятием во внимание давления на выкиде, которое будут создавать установленные дожимные компрессоры. При этом следует иметь в виду, что чем выше степень сжатия, тем больше расходы на сжатие газа, но при этом потребуется меньше нагнетательных скважин при одинаковом давлении на приеме КС. Следовательно, число нагнетательных скважин определяют технико-экономическим анализом. [1]

Число нагнетательных скважин , их местоположение на площади, объемы закачиваемой воды, давление нагнетания воды и ввод фонда скважин по годам эксплуатации устанавливаются проектом или схемой разработки нефтяного месторождения. [2]

Число нагнетательных скважин после достижения максимума остается более или менее стабильным до отбора 65 - 70 / о извлекаемых запасов. [4]

Число нагнетательных скважин зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания. [5]

Число нагнетательных скважин в большинстве случаев определяется путем гидродинамических расчетов, которые приведены в гл. При значительной приемистости скважин, когда по расчетным данным получают небольшое число нагнетательных скважин, число скважин устанавливают с учетом обеспечения сравнительно равномерного охвата всей залежи процессом поддержания давления и обеспечения сравнительно равномерного перемещения водонефтяного контакта. Таким образом, наметив местоположение линии нагнетательных скважин, определение их числа следует отложить до соответствующих расчетов. [6]

Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности. [7]

Число нагнетательных скважин составляет 30 % от числа эксплуатационных. Предполагалось, что в период разбуривания залежи каждый год равномерно вступает одинаковое число скважин. [9]

Число нагнетательных скважин при закачке газа или воздуха бывает небольшим, так как каждая скважина принимает значительные их объемы. В зависимости от геологического строения продуктивных пластов, их проницаемости, а также давления нагнетания поглотительная способность скважин может быть различной и определяется опытным путем. [10]

Число нагнетательных скважин С определяют на основании необходимого объема закачки, установленного проектом разработки. [11]

Число нагнетательных скважин , их местоположение на площади, объемы закачиваемой воды, давление ее нагнетания и ввод фонда скважин по годам эксплуатации устанавливают проектом или схемой разработки нефтяного месторождения. [12]

Число нагнетательных скважин С определяют на основании необходимого объема закачки, установленного проектом разработки. [13]

Число нагнетательных скважин определяют из наиболее трудных условий работы в конце цикла разработки газоконденсатного месторождения, с учетом давления на выкиде, которое будут создавать установленные дожимные компрессоры. При этом следует иметь в виду, что чем выше степень сжатия, тем больше расходы на сжатие газа, но при этом потребуется меньше нагнетательных скважин при одинаковом давлении на приеме КС. Следовательно, число нагнетательных скважин определяют технико-экономическим анализом. [14]

Увеличение числа нагнетательных скважин тоже имеет разумные ограниченные пределы, ведь увеличивать надо дебит на пробуренную скважину, суммируя вместе добывающие и нагнетательные скважины. При избыточном числе нагнетательных дебит на пробуренную скважину не увеличивается, а, наоборот, уменьшается. [15]

Определение количества воды, необходимой для осуществления заводнения, давления нагнетания, приемистости и числа нагнетательных скважин.

При законтурном заводнении часть нагнетаемой воды уходит в
водяную часть залежи. В общем виде количество закачиваемой воды
при законтурном заводнении определяется по формуле:

где - количество отбираемой жидкости (нефть+вода); - количество воды, утекающей за контур.

Предварительно рассчитав количество нагнетаемой воды, можно
определить количество нагнетательных скважин:

где - количество воды нагнетаемой в одну скважину,

где - давление на линии водонагнетательных скважин; -фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне нагнетательной скважины; - половина расстояния между водонагнетательными скважинами,

- коэффициент, учитывающий загрязнение прифильтровой зоны водонагнетательных скважин, определяется по результатам опыта нагнетания воды и представляет собой отношение начальной приемистости нагнетательной скважины к средней приемистости за межремонтный период .

- давление на забое нагнетательной скважины:

где Н - глубина нагнетательной скважины; Р_нас - давление на выкиде насоса; АР_тр - потери давления на трение.

Источники водоснабжения.

Источники закачиваемой воды могут быть разные. В настоящее время используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей); подземные воды (подрусловые, грунтовые, верхних и нижних горизонтов); сточные.

Подземные воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100-200 мг/л), небольшим содержанием взвешенных частиц. Их можно закачивать в пласт без специальной обработки.

Воды поверхностных водоемов значительно уступают по качеству подземным, содержат большое количество механических примесей (глины, ила, песка), особенно в период ливней, паводков, снеготаяния, штормов, способны вызвать набухание глин, кроме морской воды.

Сточные воды состоят в основном из пластовых (около 83%), добываемых вместе с нефтью, пресных (12%), подаваемых в установки подготовки нефти, и ливневых вод (5%). Они минерализованы (15-3000 г/л) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Вместе с тем сточные воды содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода. Необходимость очистки от механических примесей и эмульгированной нефти удорожает использование сточных вод, однако при этом решается проблема охраны окружающей среды и утилизация сточных вод.

В системах заводнения используется более 60% сточных вод, остальной объем все еще закачивается в поглощающие скважины. Система ППД весьма динамична: сначала используются воды внешних источников, а затем - пластовая вода по замкнутому циклу (безотходное производство).

Требования, предъявляемые к нагнетаемой в пласт воде.

Для обеспечения надлежащей приемистости водонагнетательных скважин, выполнения задач поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи к нагнетаемой воде предъявляются следующие основные требования.

1. Вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами, так как при этом может происходить выпадение осадка и закупорка пор пласта.

2. Количество механических примесей в воде должно быть небольшим, так как это может приводить к засорению призабойной зоны пласта и потере приемистости воды скважинами.

3. Вода не должна содержать примесей сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию наземного и подземного оборудования.

4. При использовании для нагнетания воды поверхностных источников она должна подвергаться обработке на биологическую очистку от микроорганизмов и спор водорослей. Попадая вместе с нагнетаемой водой в поры пласта, микроорганизмы и споры водорослей могут оказаться в благоприятных температурных условиях для размножения, что приведет к закупорке пор пласта. Особую опасность представляет попадание в поры пласта анаэробных бактерий, способных восстановить серу из ее соединений в минералах, составляющих пласт. Это обусловливает появление в пластовых водах сероводорода со всеми вытекающими из этого неблагоприятными последствиями — сероводородная коррозия подземного оборудования, засорение нефти и газа сероводородом и т. д.

5. Нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинистых пропластков внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта. Это может привести к закупорке пор и разрушению призабойной зоны скважины с нарушением целостности эксплуатационной колонны. Вопрос взаимодействия воды с глинами пласта изучается на стадии подготовки геолого-промысловых материалов по месторождению и проектированию разработки. Тогда же отрабатываются мероприятия по подготовке воды, не приводящие к разбуханию глин.

6. Нагнетаемая вода должна обладать хорошей способностью отмывать нефть от породы. Это достигается добавлением к воде поверхностно-активных веществ.

Опыт показал, что устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещинноватости пород до 5-50 мг/л, причем с увеличением трещинноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3-6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории (анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Добыча нефти и газа

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Нагнетательные трубопроводы. оборудование нагнетательных скважин

Нагнетательные трубопроводы. оборудование нагнетательных скважин

Трубопроводы, соединяющие кустовые насосные станции с водораспределительными пунктами и нагнетательными скважинами, обычно сооружают из бесшовных стальных труб:

- горячекатаных по ГОСТ 8731-87 и ГОСТ 8732-78;

- холоднотянутых по ГОСТ 8733-87 и ГОСТ 8734-75.

Применяются также бесшовные стальные трубы с различными защитными покрытиями внутренней поверхности.

Оборудование нагнетательных скважин

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление (рис.33). Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Наиболее часто используют арматуру типа 1АНЛ-60-200 или АН1-65-210 с проходным сечением фонтанной ёлки 60-65 мм на рабочем давление до 20 МПа.

Вода от кустовой насосной станции подаётся через тройник устьевой арматуры в НКТ, нейтральная (буферная) жидкость через отросток крестовика в затрубное пространство.

Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ.

Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется задвижкой или регулятором расхода, например типа 1УР-50 с условным диаметром 50 мм, рассчитанным на автоматическое регулирование расхода в пределах от 50 до 1600 м3/сут при рабочем давлении до 21 МПа.

Расход измеряют расходомерами различных типов. Например, расходомер конструкции института Гипротюменнефтегаз включает в себя датчик шарикового типа марки РШ-4 и интегратор расхода ИРЖ-1 или ИРЖ-2.

Рис. 33 Арматура нагнетательная АНК 1

1 быстросборное соединение; 2 вентиль с манометром; 3 задвижка; 4 тройник; 5 обратный клапан; 6 фланец; 7 трубная обвязка.

Техническая характеристика датчика расхода РШ-4, устанавливаемого на устье скважины, следующая:

Читайте также: