52. Внутриконтурное заводнение, область применения.
Внутриконтурное заводнение
Применяется при разработке нефтяных залежей больших размеров. Залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные участки, которые разрабатываются самостоятельно. Такая система разработки позволяет существенно сохранить срок разработки залежи .
Внутриконтурное заводнение.
Эта система применяется для пластов:
1) С ухудшенной проницаемостью в законтурной и приконтурной зонах пласта;
2) С очень большой площадью нефтеносности.
Для успешного проведения закачки воды внутрь нефтяной залежи необходимо тщательное геологическое изучение нефтеносного пласта, позволяющее установить целесообразность и необходимость нагнетания воды в пласт и определить метод внутриконтурного заводнения.
Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей. При разрезании залежи рядами нагнетательные скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважин, расположенные в пределах самой залежи рядами, которые называются разрезающими рядами, или линиями разрезания.
Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно время эксплуатируются на нефть при возможном более высоких дебитах. Это дает возможность отчистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду. Таким образом создаются условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваиваются под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при такой разновидности заводнения располагаются в рядах, параллельно разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающиеся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливает расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещению ее границ к добывающим рядам. Таким путем обеспечивается вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам. Рассматриваемый вид заводнения применяется на залежах пластового типа с большой площадью нефтеносности, малой вязкостью нефти. В промысловой практике выделяют несколько видов разрезания:
1. На площади;
2. Блоковая;
3. Сводовая (осевое нагнетание воды).
Сводовые – закачка воды производится в нагнетательные скважины, расположенные по осевой линии складки.
Блоковое разрезание – нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на ряд блоков (на полосы), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин обычно располагают перпендикулярно ее длинной оси. Ширина блоков от 4 до 1,5 км.
При повышенной ширине блоков (3,5-4 км) располагается 5 рядов добывающих скважин. При меньшей ширине (1,5-3 км) – три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин, блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным.
Внутриконтурное нагнетание воды с разрезанием залежи нефти на ряд участков.
Этот метод предложен академиком Крыловым для очень крупных залежей нефти платформенного типа. Для более эффективного использования запасов нефти в более короткие сроки предложено разрезать залежь нефти на ряд более мелких площадей размерами 200-300 км2. Каждая площадь разрабатывается самостоятельно. При разрезании очень крупных залежей следует в первую очередь отрезать водоплавающую часть залежи (приконутрную зону). Разработку отрезанной водоплавающей залежи следует производить по специальному проекту. Отрезанную центральную часть залежи целесообразно разрабатывать с применением центрального внутриконтурного заводнения.
Центральное внутриконтурное заводнение с расположением в центре залежи кольца нагнетательных скважин небольшого размера, охватывающего не более 5 % всей площади.
Этот метод предложен В. Н. Щелкачевым для разработка крупных залежей нефти. Этот метод не требует разрезания залежи на участки. Такая система разработки целесообразна для пластов с низкой проницаемостью в законтурной или приконтурной частях. Эта система также применяется для разработки очень крупных залежей с целью сокращения сроков разработки. При хорошей проницаемости пласта в законтурной части этот метод (центральное внутреннее заводнение) целесообразно применять в комбинации с законтурным заводнением.
- 1.Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.
- 2.Состав и свойства нефти
- 3. Состав и свойства природного газа
- 4 Состав и основные свойства пластовых вод
- 5. Классификация нефти по содержанию в них серы, парафина, смол.
- 5. Классификация нефти по содержанию в них серы, парафина, смол.
- 6. Плотность нефти. Измерение плотности нефти.
- 7. Вязкость нефти, её значение, измерение.
- 8. Классификация пород-коллекторов нефти и газа.
- 9. Гранулометрический состав горных пород, способы его определения.
- 10. Пористость горных пород. Виды. Определение пористости.
- 11. Проницаемость горных пород и методы определения. Закон Дарси.
- 12. Плотность горных пород, их виды, значения.
- 13. Механические свойства горных пород.
- 14. Теплофизические свойства горных пород.
- 16. Уравнение состояния газов.
- 17. Физические свойства нефти в пластовых условиях.
- 18. Режимы работы нефтяных и газовых залежей.
- 19 Пластовое давление: определение, формула.
- 20. Приведенное пластовое давление, порядок его определения.
- 21. Плотность и объемный коэффициент нефти, их значение в добычи нефти.
- 22.Состав и основные свойства пластовых вод
- 23. Классификация пластовых вод по мессу залегания и степени минерализации.
- 24. Понятие о пластовом и забойном давлениях, способы их определения.
- 25. Пластовая температура. Оценка величины пластовой температуры.
- 26. Исследование проб пластовой нефти.
- 27. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи.
- 28. Состояние углеводородных смесей в зависимости от давления и температуры. Диаграмма фазовых состояний
- 29. Цели и задачи исследований скважин
- 30. Содержание связанной воды в нефтяной залежи.
- 31. Показатели нефтеотдачи пластов: коэффициент нефтеотдачи, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата.
- 32. Механизм вытеснения нефти из пласта.
- 33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
- 33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
- 35. Режим растворенного газа, условия применения.
- 36. Объект и система разработки месторождений.
- 37. Система и показатели разработки.
- 38. Стадии разработки месторождений
- 39. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- 40. Контроль за разработкой месторождений
- 41. Основы проектирования разработки залежей.
- 42. Охрана природы и недр при осуществлении процесса разработки месторождений.
- 43. Цели и задачи исследований скважин и пластов.
- 44. Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации
- 45. Исследование скважин на неустановившихся режимах.
- 46. Коэффициент продуктивности скважин.
- 47.Исследования нагнетательных скважин
- 48. Техника, применяемая при исследовании скважин.
- 49. Понятие о методах воздействия на нефтяные пласты.
- 50. Виды заводнения, условия их применения.
- 51. Законтурное заводнение, область применения.
- 52. Внутриконтурное заводнение, область применения.
- 53. Выбор и расположение нагнетальных скважин.
- 54. Источники водоснабжения нагнетательных скважин.
- 55. Блочные кустовые насосные станции (бкнс), принцип работы.
- 57. Требования, предъявляемые к закачиваемой воде
- 58. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.
- Критерии эффективного применения методов.
- 59. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, условия применения.
- 60. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Условия приминения.
- Внутрипластовое горение
- 61. Газовые методы вытеснения нефти из пласта
- 62.Физико-химические методы вытеснения остаточной нефти, условия применения.
- 63. Микробиологические методы воздействия на пласт, критерии выбора объекта.