Материальный баланс газовой залежи - отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный баланс газовой залежи записывается в следующем виде:

Мн = М(t) + Мдоб(t), где

Мн - начальная масса газа в пласте;

М(t) - оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t;

Мдоб - масса газа, добытая из залежи к моменту времени t.

Уравнение материального баланса газовой залежи лежит в основе метода определения начальных запасов газа по падению давления в пласте (используются фактические данные разработки месторождения за некоторый период времени), а также используется при определении показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В случае водонапорного режима при составлении материального баланса газовой залежи учитывается Мост(t) - масса газа, оставшаяся в обводнённой зоне пласта к моменту времени t, т.е.

Мн = М(t) + Мост(t) + Мдоб(t).

Уравнение применяется при проведении прогнозных расчётов, а также используется для уточнения коллекторских свойств водонапорного бассейна. В ряде случаев в уравнениях

Материальным балансом газовой залежи учитывается деформация продуктивного коллектора (изменение коэффициента пористости, а следовательно, и коэффициента газонасыщенности) при снижении пластового давления. В случае газоконденсатных и газогидратных залежей учитывают также изменение газонасыщенного объёма пласта (в газоконденсатных залежах при снижении пластового давления наблюдается выпадение конденсата из газа, вызывающее уменьшение объёма, в газогидратных - снижение давления вызывает разложение гидратов и, следовательно, увеличение газонасыщенного объёма). Для газогидратной залежи материальный баланс газовой залежи записывается с учётом баланса тепла (в связи со снижением температуры, сопровождающим процесс разложения гидратов), в баланс тепла включается также приток тепла от передачи его через кровлю и подошву пласта.

Разновидности уравнения материального баланса газовой залежи позволяют проводить газо-гидродинамические расчёты с учётом соответствующих геолого-промысловых факторов (например, с учётом перетоков газа осуществляются расчёты применительно к многопластовым месторождениям).

Вопрос №6 Характерные особенности проявления и установление режима разработки газовой залежи.

Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.

Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.

Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).

Газовый режим (режим расширяющегося газа).При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт - газопровод, является давление, создаваемое расширяющимся газом. На глубокозалегающих газовых месторождениях незначительное влияние может оказать упругость газоносного коллектора. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.

Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.

Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.

На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.

При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.

Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.

В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается, но не сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например, для мелких газовых месторождений, водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.

В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.

Определение режима работы залежи. До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения.

Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса

где - начальное, текущее и добытое количество газа.

Заменяя в последнем уравнении G через объем W и плотность r газа, а также выражая плотность через давление из обобщенного уравнения состояния, имеем:

, (2.11)

где р н и р т - пластовые средневзвешенные по объему порового пространства залежи абсолютные давления соответственно начальное и текущее; W н,W т - начальный, текущий объемы порового пространства, занятые газом; W в - объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления с р н до р т; Q д - количество газа, добытое из залежи при снижении давления с р н до р т , приведенное к стандартным условиям; z н,z т,z ст - коэффициенты сжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (z ст =1), R н,R т,R ст - газовая постоянная при начальных, текущих и стандартных условиях; Т н иТ к - температура в залежки соответственно начальная и текущая;Т ст =293К. Можно считать, что при движении газа в пласте

Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа, то

Значение R. может изменяться в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений.

При газовом режиме в уравнении (2.11) W в =0 и W н =W =const. В этом случае уравнение (2.11) перепишется в виде:

где

Для газоводонапорного режима, при котором отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость (2.20) запишется несколько в другом виде:

Газовый режим работы залежи характеризуется тем, что отношение количества газа Q д, добытого за определенный промежуток времени, к паданию давления в залежи за тот же промежуток времени согласно (2.21) есть величина постоянная:

. (2.14)

Если a в процессе эксплуатации увеличивается, то режим залежи газоводонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение a со временем уменьшается.

Для многопластовых место-рождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение вида (2.21) или (2.23), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекшего газа.

Уравнение материального баланса

Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого режима, при выводе к-го исходят из уравнения неразрывности массы фильтрующегося вещества.

24. Режим растворенного газа. Разновидности режима (режим чисто рас-го газа, смешанный режим, газонапорный режим)

При уменьшении давления ниже давления насыщения в разрабатываемом пласте развивается режим растворенного газа. Когда насыщенность порового пространства свободным газом, выделившимся из нефти, еще мала, газ остается в нефти в виде пузырьков. С увеличением же газонасыщенности в связи с прогрессирующим снижением пластового давления пузырьки газа всплывают под действием сил гравитации, образуя в повышенной части пласта газовое скопление - газовую шапку, если ее образованию не мешает слоистая или иная неоднородность.

Выделяющийся из нефти газ, расширяясь со снижением давления, способствует вытеснению нефти из пласта. Режим пласта, при котором происходит такое вытеснение нефти, называют режимом растворенного газа. Если произошло отделение газа от нефти в пласте в целом и образовалась газовая шапка, режим растворенного газа сменяется газонапорным.

При РРГ запасы пластовой энергии зависят от количества растворенного газа в нефти.

25 . Виды заводнения и области их применения . В Настоящее время заводнение это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти . С его помощью в СССР в начале 80-х годов было добыто свыше 90 % нефти .

В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное за-воднение. На многих месторождениях применяют сочетание этих разновид-ностей.

ЗАКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Учет отдельных факторов в уравнении материального баланса. Учет ретроградных явлений в пласте при разработке газоконденсатной залежи. Материальный баланс Примеры решения задач

Основанием для получения уравнения реактора любого типа является материальный баланс, составленный по одному из компонентов реакционной смеси.

Составим такой баланс по исходному реагенту A при проведении простой необратимой реакции A → R .

В общем виде уравнение материального баланса:

где В А (пр) – количество реагента А , поступающего в единицу времени в тот реакционный объем, для которого составляется баланс;

В А (расх) – количество реагента А , расходуемого в единицу времени в реакционном объеме.

Учитывая, что поступивший в реактор реагент А расходуется в трех направлениях, можно записать:

где В А (х.р) – количество реагента А , вступающее в реакционном объеме в химическую реакцию в единицу времени;

В А (ст) – сток реагента А , т.е. количество реагента А , выходящее из реакционного объема в единицу времени;

В А (нак) – накопление реагента А , т.е. количество реагента А , остающееся в реакционном объеме в неизмененном виде в единицу времени.

С учетом уравнения (3) уравнение (2) записывается в виде:

Разность между В А (пр) и В А (ст) представляет собой количество реагента А , переносимое конвективным потоком В А(конв) :

Принимая это во внимание, уравнение (4) можно записать:

В каждом конкретном случае уравнение материального баланса принимает различную форму.

Баланс может быть составлен

v для единицы объема реакционной массы,

v для бесконечно малого (элементарного) объема,

v а также реактора в целом.

При этом можно рассчитывать материальные потоки,

· проходящие через объем за единицу времени,

· либо относить эти потоки к 1 моль исходного реагента или продукта.

В общем случае , когда концентрация реагента непостоянна в различных точках реактора или непостоянна во времени , материальный баланс составляют в дифференциальной форме для элементарного объема реактора :

где C A – концентрация реагента А в реакционной смеси;

x , y , z – пространственные координаты;

–составляющие скорости потока;

D – коэффициент молекулярной и конвективной диффузии;

r A – скорость химической реакции.

Левая часть уравнения (7) характеризует общее изменение концентрации исходного вещества во времени в элементарном объеме, для которого составляется материальный баланс. Это – накопление вещества А , которому соответствует величина В А (нак) в уравнении (6).

Первая группа членов правой части уравнения (7) отражает А вследствие переноса его реакционной массой в направлении, совпадающем с направлением потока .

Вторая группа членов правой части уравнения (7) отражает изменение концентрации реагента А в элементарном объеме в результате переноса его путем диффузии.

Указанные две группы правой части уравнения характеризуют суммарный перенос вещества в движущейся среде путем конвекции и диффузии. В уравнении (6) им соответствует величина В А(конв) – такой суммарный перенос вещества называют конвективным массообменом, или конвективной диффузией).

И, наконец, член r A показывает изменение концентрации реагента А в элементарном объеме за счет химической реакции . Ему в уравнении (6) соответствует величина В А (х.р.

Применительно к типу реактора и режиму его работы дифференциальное уравнение материального баланса (7) может быть преобразовано, что облегчает его решение.

В том случае, когда параметры процесса постоянны во всем объеме реактора и во времени , нет необходимости составлять баланс в дифференциальной форме. Баланс составляют в конечных величинах , взяв разность значений параметров на входе в реактор и на выходе из него.

Все процессы, протекающие в химических реакторах, подразделяют на:

Стационарные (установившиеся);

Нестационарные (неустановившиеся).

К стационарным относят процессы, при которых в системе или в рассматриваемом элементарном объеме реакционной смеси параметры процесса (например, концентрация реагента А, температура и т.д.) не изменяются во времени, поэтому в реакторах отсутствует накопление вещества (или тепла) и производная от параметра по времени равна нулю.

При нестационарных режимах параметры непостоянны во времени и всегда происходит накопление вещества (тепла).

По закону сохранения веса веществ количество (масса) исходных материалов, взятых для производства галенового препарата или готового лекарства, должно быть равно количеству (массе) полученных материалов (готовый продукт + побочные продукты + отбросы). Это положение может быть выражено следующим равенством:

g 1= g 2+ g 3+ g 4

где g - исходные материалы; g 2 - готовый продукт; gz - побочные продукты; g 4 - отбросы (всё в килограммах).

Однако на практике количество полученных материалов всегда меньше взятых количеств исходных материалов. Объясняется это тем, что при всяком производстве имеются материальные потери. Поэтому приведенное выше уравнение должно принять такой вид:

g 1=( g 2+ g 3+ g 4)+ g 5

где g 5 - материальные потери в килограммах.

Последнее уравнение называется уравнением материального баланса; под материальным балансом понимают соотношение между количеством исходных материалов, готового продукта, побочных продуктов, отбросов и материальных потерь.

Материальные потери имеют разное происхождение. Бывают потери механические, наблюдаемые чаще всего при отсутствии или недостаточной механизации перемещения перерабатываемых материалов (пролив, распыл, утруска, бой и т. п.). Могут быть физико-химические потери, например при извлечении (неполнота экстрагирования действующих веществ), фильтрации (потеря легколетучих растворителей при вакуум-фильтровании), выпаривании (потери эфирного масла и валериановой кислоты при сгущении под вакуумом вытяжки при производстве густого экстракта валерианового корня) и т. д. Возможны также потери химического порядка, чаще всего в результате неполноты реакции. Например, если реакция между мышьяковистым ангидридом и поташом не протекает полностью (вследствие несоблюдения теплового режима), получаемый при этом фаулеров раствор мышьяка будет содержать пониженное количество арсенита калия.

Материальный баланс имеет большое практическое значение, ибо в нем, как в зеркале, отражается степень совершенства технологического процесса. Чем он полнее составлен, тем, следовательно, детальнее изучена технология данного препарата; чем меньше в балансе разного рода потерь, тем правильнее проводится процесс производства. Наоборот, чем больше в балансе материальных потерь, тем меньше освоена технология данного препарата и тем больше в ней разного рода неполадок.

Материальный баланс может быть представлен в виде не только алгебраического уравнения, но также таблиц прихода и расхода материалов. В приходной части баланса приводятся количества материалов, введенных в производство, а в расходной части - количества получаемых материалов и потерь. Итоги приходной и расходной частей баланса должны составлять одну и ту же сумму.

Материальный баланс может быть изображен также в виде диаграммы.

Материальный баланс может быть составлен: 1) на одну стадию, операцию или загрузку; 2) на единицу времени (час, смена, сутки); 3) на единицу готового продукта (на 1000 или 100 кг). Первая форма составления баланса имеет место при периодическом технологическом процессе, причем из данных баланса можно исходить при составлении производственного регламента. Вторая форма материальных расчетов применяется при непрерывном процессе с целью установления количества сырья, расходуемого в течение часа (смены, суток), и количества получаемых при этом продуктов и потерь. Материальный баланс, составленный на 1000 или 100 кг готового продукта, удобен тем, что сразу дает расходные нормы на сырье.

В зависимости от особенностей сырья баланс на некоторые стадии производства ведут не только по массе материалов, но и по качеству их составных частей. Например, для растительного сырья - по экстрактивным веществам (включающим действующие вещества), влаге и нерастворимым сухим веществам, для спирта - по абсолютному спирту и воде. Необходимо указать также, что материальный баланс можно составлять по отношению не только ко всем материалам (суммарный баланс), участвующим в процессе, но и к какому-либо одному из них.

Пользуясь уравнением материального баланса, можно определить такие важные характеристики технологического процесса, как величины выхода, технологической траты, расходных коэффициентов, расходных норм.

Выход (η) -процентное отношение количества готовой продукции (g1) к количеству исходных материалов (g2):

Технологическая трата (ε) -отношение материальных потерь к весу исходных материалов, выраженное в процентах:

Расходный коэффициент. (Kpacx) - отношение суммарной массы исходных сырьевых материалов к массе полученного готового продукта:

Пользуясь расходным коэффициентом, нетрудно подсчитать необходимое количество исходных материалов - расходные нормы (Npacx), умножая цифры фармакопейной (или МРТУ) прописи на расходный коэффициент. Если технологический процесс сопровождается образованием отходов, которые перерабатываются на побочные продукты и отбросы, все перечисленные расчеты несколько усложняются. В этом случае выход и технологическая трата определяются не от массы сырьевых материалов, а в процентах от теоретического выхода:

Расходный коэффициент также рассчитывается как отношение теоретического выхода к массе готового продукта.

Кристаллизация с удалением части растворителя за счет выпаривания влаги (изогидрическая) . Введем обозначения: тпер, ткр, тм - массы исходного пересыщенного раствора, кристаллов и маточного (межкристального) раствора, кг (кг/с); впер, вм - массовая доля сухих веществ в пересыщенном и маточном...

Материальный и тепловой балансы процессов горения

Горение, как и любой химический процесс, подчиняется основным законам природы (например, закону сохранения вещества и энергии), что позволяет теоретически оценить количество окислителя, необходимого для горения веществ и материалов; состав и объем продуктов горения; количество выделившегося тепла; температуру...
(ТЕОРИЯ ГОРЕНИЯ И ВЗРЫВА)

Материальный баланс.

По закону сохранения массы количество поступающих веществ ^GH должно быть равно количеству веществ GK , получаемых после завершения процесса, т.е. без учета потерь: Однако в практических условиях неизбежны потери веществ (?Gn), поэтому Материальный баланс составляют как для отдельного процесса, так и...
(ПРОЦЕССЫ И АППАРАТЫ ХИМИЧЕСКОЙ ТЕХНОЛОГИИ)

Материальный баланс.

Общее количество выпаренной влаги определяется по уравнению (6.8). На основе уравнения (6.7) могут быть рассчитаны концентрации растворов между корпусами. Например, для двухкорпусного выпарного аппарата концентрация после первого корпуса определяется по уравнению где Wi - расход выпаренной влаги...
(ПРОЦЕССЫ И АППАРАТЫ ПИЩЕВЫХ ПРОИЗВОДСТВ)

Теплообмен в замкнутой системе. Уравнение теплового баланса

Если систему из нескольких тел изолировать и создать условия для их теплообмена между собой, то установится тепловое равновесие. В результате теплообмена тела будут иметь одинаковую температуру. Этот факт является опытным и наблюдается во всех случаях теплообмена (иногда его рассматривают как нулевой...
(МОЛЕКУЛЯРНАЯ ФИЗИКА И ТЕРМОДИНАМИКА)

Тепловой баланс при сварке

Основная доля тепловой энергии при точечной, рельефной и шовной сварке генерируется за счет действия объемно распределенного источника. Роль второстепенных источников в обшем тепловом балансе считается незначительной. Их доля не превышает порядка 10% от всей генерируемой энергии на участке между электродами,...
(ТЕХНОЛОГИЯ КОНСТРУКЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ: ТЕОРИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ КОНТАКТНОЙ СВАРКИ)

(ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ И ЭЛЕКТРОННЫЕ АППАРАТЫ)

Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности ) (рис. 1). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

· степень разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности , что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;

· предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;

· расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Чем лучше степень разведанности, чем достовернее определено местопо-ложение внешнего контура нефтеносности , чем круче и выдержаннее пласт,тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта против нагнетательных скважин и достижение равномерности перемещения водонефтяного контакта (ВНК).

Положительный эффект системы законтурного заводнения

Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет указанных выше недостатков при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин.

При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам:

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2. Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20-60 10 4 м2 / скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче , достигающей 0,50 – 0,55 в сравнительно однородных пластах и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1-5 10 –3 Па с.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти , выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках.

5. При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуромнефтеносности , не вытесняя нефть из пласта.

ПРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважиныбурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности (рис. 2).

Рис. 2. Схема размещения скважин при приконтурном заводнении

Преимущества приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностяминефтеносных пород, не имеющих для разработки практического значения. На крупных платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей (1 – 3 м).

Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи , но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи .

ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Полученные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта (рис. 3).

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

· разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;

· барьерное заводнение;

· разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

· сводовое заводнение;

· очаговое заводнение;

· площадное заводнение.

Рис. 3. Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении

Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выби-рается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литоло-гического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5 – 7).

Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском (23 пласта горизонта Д1 , Татария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская обл.), Осинском (Пермская обл.), Покровском (Оренбургская обл.), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Сибирь) и других место-рождениях.

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве до-полнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осущест-вляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются.

Оно более эффективно на поздней стадии разработки. Внедрено на месторождениях Татарии, Башкирии, Пермской, Оренбургской областей и т.д.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выра-женной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем их числе реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват охват заводнением.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности . Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя-титочечные, также линейные (рис. 4).

Рис. 4 Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)

Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.

КАТЕГОРИИ