На главную
На главную

РД 39-3-507-80 «Руководство по выравниванию фронта нагнетаемой воды и регулированию выработки пластов за счет применения циклического заводнения и перемены направления фильтрационных потоков»

Руководство устанавливает основные положения по определению параметров и практическому осуществлению технологического процесса выравнивания фронта нагнетаемой воды и регулирования выработки пластов в результате применения циклического заводнения и перемены направления фильтрационных потоков (нестационарного заводнения).

Обозначение: РД 39-3-507-80
Название рус.: Руководство по выравниванию фронта нагнетаемой воды и регулированию выработки пластов за счет применения циклического заводнения и перемены направления фильтрационных потоков
Статус: не действующий (Вводится впервые)
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.07.1981
Дата окончания срока действия: 01.07.1986
Разработан: СибНИИНП
Утвержден: Главтюменнефтегаз (11.06.1981)
Опубликован: СибНИИНП № 1980

МИНИСТЕРСТВОНЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

СИБИРСКИЙНАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТЯНОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ (СИБНИИНП)

СОГЛАСОВАНО

Начальник Управления

нефтегазодобычи Миннефтепрома

_______________ В.В. ГНАТЧЕНКО

"___" ______________ 1980 г.

УТВЕРЖДАЮ

Начальник Технического

управления Миннефтепрома

_____________ Г.И. ГРИГОРАЩЕНКО

"12" ноября 1980 г.

Заместитель директора

в области добычи нефти

и газа ВНИИ

_____________ В.П. МАКСИМОВ

"18" __09__ 1980 г.

 

РУКОВОДСТВО
ПО ВЫРАВНИВАНИЮ ФРОНТА НАГНЕТАЕМОЙ ВОДЫ
И РЕГУЛИРОВАНИЮ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТОВ
ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ ЦИКЛИЧЕСКОГО ЗАВОДНЕНИЯ
И ПЕРЕМЕНЫ НАПРАВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ

РД39-3-507-80

1980

В руководстве изложены возможные способырегулирования выработки пластов при блоковой системе разработки и физическиеосновы нестационарного заводнения, выделены этапы выравнивания фронтанагнетаемой воды на определенных стадиях разработки. Приведены методы расчетарежимов работы нагнетательных скважин, технологические схемы по обеспечению ихи основные показатели эффективности процесса вытеснения нефти.

Работа предназначена для работниковнаучно-исследовательских институтов, инженеров нефтедобывающих предприятийЗападной Сибири.

Руководство разработано в Сибниинп.Составители: А.И. Вашуркин, Ю.И. Демушкин, В.С. Евченко, Е.Л. Кисарев, Л.А.Пермякова, Б.Е. Теребин, В.У. Литваков, Н.Я. Медведев, Р.Н. Мухаметзянов.

Вводитсявпервые

Приказом Главтюменнефтегаза № ___336___от ___11.06.______1981 г.

Срок введенияустановлен с 1.07.1981 г. Срок действия до 1.07.1986 г.

Настоящееруководство устанавливает основные положения по определению параметров ипрактическому осуществлению технологического процесса выравнивания фронтанагнетаемой воды и регулирования выработки пластов в результате примененияциклического заводнения и перемены направления фильтрационных потоков(нестационарного заводнения).

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Многолетняя практика разработки нефтяных месторожденийс применением внутриконтурного и законтурного заводнения свидетельствуето неравномерности продвижения фронта закачиваемой воды как по толщине пласта,так и по площади залежи. Следствием этого является малый безводный периодэксплуатации скважин, добыча больших объемов попутной воды, а это, в своюочередь, требует увеличенных мощностей по закачке воды и подготовке нефти.

1.2. Циклическое заводнение с переменой направленияфильтрационных потоков (нестационарное заводнение) является одним из наиболеедоступных и эффективных методов разработки нефтяных месторождений.

Поэтомуназначение технологического процесса - регулирование выработки нефтяных залежейпутем установлении такого режима работы нагнетательных скважин, при которомперемещение водонефтяных и газонефтяных контактов обеспечивает повышениенефтеотдачи пластов и снижение объема добычи попутной воды.

1.3. Область применения его - нефтяныеместорождения, разрабатываемые с поддержанием пластового давления путемразрезания залежей на блоки.

1.4. Новизнатехнологического процесса заключается в этапах, схемах, технических средствах иметодах определения вариантов нестационарного заводнения, учитывающих текущеесостояние разработки и обустройства месторождений при интенсификации освоенияих.

2. ПРИЧИНЫ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ПРОДВИЖЕНИЯ ФРОНТАЗАВОДНЕНИЯ И МЕТОДЫ ЕГО ВЫРАВНИВАНИЯ

2.1. Фронтом нагнетаемой воды (фронтом заводнения,фронтом вытеснения) считают границу вода-нефть, на которой нефтенасыщенностьпласта равна первоначальной.

2.2. Неравномерность продвижения вытесняющей воды потолщине пласта обусловливается в основном слоистой неоднородностью продуктивныхпластов. Неравномерность же фронта продвижения воды по площади вызвананеблагоприятной геометрией потоков, характерной для точечного (в плане) расположениянагнетательных и добывающих скважин, зональной неоднородностью строения пласта.Неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и воды усугубляетнеравномерность фронта вытесняющей воды как по толщине, так и по площади.

2.3. Опережающий прорыв нагнетаемой жидкости кзабоям добывающих скважин (языки обводнения) происходит по высокопроницаемым зонам и пократчайшему пути от близрасположенных нагнетательных скважин, так как именноздесь градиенты гидродинамического давления максимальны. Выработка жемалопроницаемых участков пласта, промежуточных зон в районе нагнетательного истягивающего добывающего рядов отстает, образуются целики нефти, что ведет кбыстрой обводненности добываемой продукции и снижению коэффициента нефтеотдачи,поэтому в процессе разработки залежи необходимо регулировать фронт продвижениязакачиваемой воды.

2.4.Для регулирования фронта продвижения закачиваемой воды применяются различныеспособы:

разрезание залежи посредством освоенияскважин под закачку в нагнетательном ряду через одну; промежуточные скважиныэксплуатируются на нефть и переводятся под нагнетание воды только после ихобводнения;

разобщение объекта разработки бурениемновых сеток скважин на малопродуктивные пласты и интенсификация их разработки;

проведение изоляционных работ внагнетательных и добывающих скважинах с целью исключения из эксплуатациинаиболее обводнившихся пропластков.

бурение уплотняющих скважин внедренируемых застойных зонах и в районе стягивающего добывающего ряда;

изменение режима работы нагнетательныхи нефтяных скважин;

добавка в закачиваемую воду различныхзагустителей с целью улучшения соотношений подвижностей и т.д.

2.5.Перечисленные способы регулирования, за исключением изменения режима работыскважин, очень трудоемки и требуют значительных дополнительных экономическихзатрат. Направлены они на выравнивание фронта вытеснения, главным образом, по толщинепласта.

2.6.Все нефтяные месторождения Западной Сибири разрабатываются с поддержаниемпластового давления путем заводнения. Применяется в основном внутриконтурноезаводнение с разрезанием залежей на блоки. Как показал опыт, для регулированияпроцесса заводнения эффективно и применение нестационарного заводнения(циклической закачки воды в сочетании с переменой направления фильтрационныхпотоков). Выбор технологии нестационарного заводнения для выравнивания фронтанагнетаемой воды должен учитывать конкретные условия разработка месторождения(залежи), стадию выработки запасов нефти.

2.7.Механизм действия циклического заводнения состоит в следующем. Припериодическом изменении режимов работы скважин между пропластками возникаетперепад давления, вследствие которого происходят перетоки жидкостей из однихслоев в другие, способствуя внедрению воды в малопроницаемые пропластки.

2.8.Физические основы изменения фильтрационных потоков заключаются в том, что нанеравномерно заводненной залежи или ее части по площади создается такое новоенаправление вытеснения нефти водой, в результате которого в разработкувовлекаются пассивные, слабодренируемые нефтенасыщенные зоны. Из перечисленныхметодов регулирования фронта вытеснения изменение направления фильтрации можетдостигаться созданием новых линий нагнетания, перераспределением закачиваемойводы или отбора жидкости по отдельным участкам, периодической работой группнагнетательных и нефтяных скважин при блоковых системах разработки.

2.9.При нестационарном заводнении одновременно протекают два процесса вытеснениянефти из пласта, характерные для методов циклического заводнения и изменения направленияфильтрационных потоков. Сочетание их для блоковых систем разработки создаетсястрого регламентированным порядком изменения режима работы нагнетательныхскважин.

3. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУВЫРАВНИВАНИЯ ФРОНТА ЗАВОДНЕНИЯ И РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЮ.ПАРАМЕТРЫ НАЗНАЧЕНИЯ И ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЦЕССА

3.1.Анализ имеющихся данных по опытно-промышленному применению нестационарногозаводнения позволил определить основные требования к технологическому процессувыравнивания фронта нагнетаемой воды и регулирования выработки пластов.

Требования к технологическому процессу

3.2. Технологический процессвыравнивания фронта нагнетаемой воды и регулирования выработки пластоввследствие циклического заводнения и перемены направления фильтрационныхпотоков должен обеспечить заданные объемы добычи нефти; выравнивание фронтанагнетаемой воды; дополнительную закачку воды по сравнению с существующейтехнологией проведения нестационарного заводнения; уменьшение обводненности илитемпа обводнения нефтяных скважин на заданный период времени.

3.3.Разрабатываемый технологический процесс должен включать

определение изменения положения фронтанагнетаемой воды;

определение режимов работынагнетательных скважин;

обеспечение заданных режимов работынагнетательных скважин;

определение показателей эффективноститехнологического процесса.

Определение изменения положений фронтанагнетаемой воды

3.4.Для практической оценки начального и текущего положения фронта вытеснения привнутриконтурном заводнении наиболее доступным является метод изохрон обводнения(линий одновременного появления воды).

3.5.Первая или внешняя зона строится на дату появления воды в скважинах первогонефтяного ряда. Для каждой скважины определяется скорость продвижения J закачиваемой воды по выражению

,                                                                 (1)

где L- расстояние между нагнетательным и первым нефтяным рядом;

T - время, прошедшее с момента началазакачки до прорыва воды в скважины первого нефтяного ряда.

3.6.Текущие положения фронта заводнения определяются по мере обводнения скважинследующих рядов. Для этого с использованием найденных значений скоростипродвижения закачиваемой воды определяются точки нахождение фронта вытеснениячерез заданные промежутки времени (0,5 - 1,5 года). Соединив точки положенияфронта заводнения, соответствующие равным промежуткам времени, получим картуизохрон обводнения закачиваемыми водами.

3.7.Неравномерность перемещения фронта вытеснения оценивается статистическимиметодами по следующей схеме:

D - нагнетательные скважины;

- добывающие скважины;

~ - положение фронта вытеснения;

у - значение абсциссы фронтавытеснения.

Определяетсясреднее арифметическое значение абсциссы фронта вытеснений на определенную датупо выражению

,                                                           (2)

где n -число суммируемых значений абсцисс.

Затемопределяется среднее линейное d и стандартное Sотклонение абсциссы фронта вытеснения по формулам:

,                                                       (3)

,                                                  (4)

Если для рядапоследовательных положений фронта вытеснения значения d и Sуменьшаются, то происходит его выравнивание.

Положениефронта вытеснения уточняется по данным геофизических исследований работающих испециальных скважин.

Определениережимов работы нагнетательных скважин

3.8. Изменение направления фильтрации являетсяметодом регулирования заводнения по площади, а циклическое заводнение - потолщине пласта. Нестационарное заводнение - метод регулирования заводнения и поплощади, и по толщине пласта. В соответствии с конкретной задачей прирегулировании и выбираются параметры нестационарного заводнения.

3.9. Основными параметрами нестационарногозаводнения являются последовательность, периодичность (частота) и амплитудаизменения режима работы нагнетательных скважин. Количественная характеристикаэтих параметров должна учитывать текущее положение фронта нагнетаемой воды,степень выработки пластов и возможность замерзания воды в водоводах приминусовых температурах воздуха.

3.10. Основываясь на общих принципах разработки нефтяныхместорождений, можно выделять три этапа проведения нестационарного заводнения,отличающихся по своим параметрам.

3.11. В практике разработки месторожденийнагнетательные скважины разрезающих рядов осваиваются под закачку через одну, аиз промежуточных форсированно отбирается нефть. После перевода под нагнетание скважины,временно эксплуатировавшейся на нефть, из-за разнойпродолжительности работы ее с ранее переведенной под закачку ближайшей скважиныфронт заводнения в зоне этих скважин неодинаков. Уменьшение степенинеравномерности закачки на этой стадии осуществляется путем

изменениярежимов работы нагнетательных скважин по принципу не ближе чем через одну;

увеличенияпродолжительности полуцикла закачки в сравнении с полуциклом остановки(ограничения) для скважин, позднее переведенных под закачку;

остановка скважин, накопленные объемызакачки в которых больше, и постоянной закачки в скважины с малыми накопленнымиобъемами, приходящимися на метр нефтенасыщенной толщины.

3.12.По мере выравнивания фронта закачиваемой воды начинается второй этапнестационарного заводнения. Его цель заключается в одновременном подходезакачиваемой воды к стягивающему ряду с разных сторон. Отличие от предыдущегосостоит в том, что продолжительность полуцикла остановки (ограничения) изакачки одинаковая. При этом, как и на первом этапе, предпочтительноодновременно останавливать нагнетательные скважины через одну.

3.13.На третьем этапе, на основе дифференцированного анализа выработки запасов позонам и участкам пласта, варианты нестационарного заводнения должны датьвозможность изменять направления фильтрационных потоков обойденных водойучастков. На этом этапе в одну группу могут быть включены две и более рядомрасположенные нагнетательные скважины.

3.14.Продолжительность полуциклов t работыскважины на заданном режиме находится из выражения

,                                                             (5)

где r- расстояние от возмущающей скважины до точки воздействия;

x - пьезопроводность пласта.

Следуетиметь в виду, что при r > 3sн (sн -половина расстояния между нагнетательными скважинами) изменения направленияфильтрации в результате изменения режимов работы скважин разрезающего ряданезначительны, а необходимые для увеличения охвата пласта заводнением по толщинеамплитуды изменения давления достигаются лишь при достаточно большой величинеполуциклов (). Теоретическое обоснование основных параметровнестационарного заводнения приведено в приложении 1.

3.15.Расчеты и практический опыт осуществления нестационарного заводненияпоказывают, что при переводе со стационарного на нестационарное заводнениепроизводительность КНС уменьшается на 35 - 45 % в случае остановкинагнетательных скважин и на 20 - 30 % в случае ограничения расхода в них воды.Эффект от нестационарной закачки воды отсутствует при потерях впроизводительности КНС более 40 %. Поэтому для компенсации потерь в закачкеводы приемистость нагнетательных скважин, работающих в режиме повышеннойзакачки, должна быть на 20 - 40 % выше, чем при стационарном заводнении (см.прил. 1).Приемистость скважин, находящихся в полуцикле ограничения расхода, при минусовыхтемпературах воздуха должна быть выше той, при которой происходит замерзаниеводы в водоводах.

3.16.В табл. 1приведены удельные минимальные расходы воды, предотвращающие замерзание ее вводоводах при различных природно-климатических и технико-технологическихусловиях. Методика расчетов их приведена в приложении 2. Выбор минимальногоудельного расхода воды производится по таблице для заглубленной, обвалованной иоголенной частей водовода, а также устьевой арматуры. В последнем случаеследует учитывать разделение потока на устье скважины по каналам закачки (НКТ изатрубье) с тем, чтобы исключить замерзание манифольдной линии. Выбранноезначение удельного минимального расхода умножается на соответствующую длинуводовода, за окончательное значение расхода принимается наибольший изминимальных расходов, определенных для водовода и устьевой арматуры скважин.

Таблица 1

Удельныйминимальный расход, предотвращающий замерзание водовода

Условия прокладки водовода

Диаметр водовода, мм

Минимальный расход (qmin), м3/сут., на 1 м длины водовода при температуре воздуха в)

-20 °С

-30 °С

-40 °С

-50 °С

Заглублен на 1,0 м

100

0,28

0,42

0,56

0,71

150

0,32

0,47

0,63

0,79

200

0,35

0,52

0,69

0,87

250

0,38

0,56

0,75

0,94

Заглублен на 0,5 м

100

0,34

0,52

0,69

0,86

150

0,40

0,60

0,79

0,99

200

0,44

0,67

0,89

1,12

250

0,49

0,74

0,98

1,23

Обвалован на 0,5 м

100

0,44

0,66

0,88

1,10

150

0,53

0,79

1,06

1,32

200

0,62

0,93

1,24

1,55

250

0,71

1,07

1,42

1,78

Оголен

100

5,70

8,60

11,20

14,10

150

8,50

12,90

16,80

21,10

200

11,40

17,10

22,40

28,20

250

14,30

21,50

28,10

35,30

Защищен слоем стекловаты толщиной 3 см

100

0,24

0,37

0,48

0,60

150

0,37

0,55

0,72

0,90

200

0,49

0,73

0,96

1,20

250

0,61

0,92

1,21

1,57

Примечание.Минимальный расход воды по водоводу находится умножением удельных величин надлину водовода в метрах.

Такимобразом, по данным об условиях проложения водоводов и устьевой обвязки скважин обих диаметрах и длинах найдем минимальные расходы по вoдoвoдy (Qвнmin)и по скважинам (Qiнmin),работающим в полуцикле ограничения расхода воды.

3.17. Учитывая, чтопроизводительность КНС при нестационарном заводнении должна оставаться на уровнестационарного, напишем следующие очевидные соотношения

,                                                    (6)

, ,                                          (7)

,                                                          (8)

,                                                           (9)

,                                               (10)

,                                                  (11)

где Р -коэффициент нестационарности технологического процесса;

N1- количество скважин, работающих с ограничением приемистости при нестационарномзаводнении;

N2 - количество скважин,работающих при нестационарном заводнении с повышением приемистости по сравнениюс приемистостью ее при стационарном заводнении;

N - общее количество скважин на КНС;

Qкс,Qкн- производительность КНС при стационарном и нестационарном заводнениисоответственно, м3/сут.

Приемистостьскважин из группы N2находится с использованием среднего превышения производительности скважин N2над производительностью скважин N1, т.е.

,                                                                           (12)

где Qiнmax- приемистость i-ойскважины при нестационарном заводнении, работающей в режиме повышенной закачкиводы, м3/сут.

К одному водоводумогут быть подключены скважины с расходами Qiнminи Qiнmax.Суммарный (Qвн)расход по нему будет равен

,                                                           (13)

При этомдолжно соблюдаться соотношение

Qвн ³ Qвнmin                                                                                                      (14)

3.18. Для получения минимальных расходов воды при нестационарномзаводнении в технологическую линию этих скважин вводится добавочноегидравлическое сопротивление, регулятор давления, штуцер, керамическая насадкаи т.д., т.е. репрессия на пласт уменьшается вследствие увеличения потерь напорав водоводах. При этом перепад давлений на добавочном сопротивлении определяетсяиз следующих выражений

,                           (15)

,                   (16)

где DРоси DРон- сумма потерь давления в технологической линии КНС-водовод-скважина-пласт соответственнопри стационарном и нестационарном заводнении, МПа;

Нс- глубина скважины до верхних перфорационных отверстий, м;

r - плотность воды, кг/м3;

g - ускорение силы тяжести,м/с2;

Рп - пластовое давление, МПа;

DРш- потери напора воды на добавочном гидравлическом сопротивлении, МПа;

10-6- переводной коэффициент.

Из выражения(16)перепад давления на добавочном гидравлическом сопротивлении равен

,                              (17)

Давление нагнетания воды на гребенке КНС принестационарном заводнении (Рг.н.) принимается равным аналогичномупоказателю при стационарном (Рг.с.).

Перепаддавления в водоводах и скважинах при нестационарном заводнении может бытьопределен из соотношений:

,                                                 (18)

,                                                 (19)

где DРвн,DРвс- гидравлические потери напора в водоводах, соответственно, при нестационарноми стационарном режимах закачки воды, МПа;

DРсн,DРсс- то же для нагнетательных скважин, МПа;

DРпн, DРпс - то же для пласта, МПа;

Qвн, Qвс - расход воды по водоводупри нестационарном и стационарном режимах закачки воды, м3/сут;

Qiн, Qiс - то же для стволанагнетательной скважины, м3/сут;

Ргн, Ргс - давление нагнетанияводы на гребенке КНС при нестационарном и стационарном режимах закачки воды,МПа.

Значение забойного давления в нагнетательныхскважинах и, соответственно, гидравлические потери напора в пласте (DРпн = Рзн - Рп)найдем из формулы А.Т. Горбунова - Н.А. Карташева для приемистости скважины

,                                                  (20)

,                                                  (21)

,                                                          (22)

где PT- критическое давление раскрытия трещин, МПа;

Pзн, Рзс - забойное давлениев скважине соответственно при нестационарном и стационарном режимах закачкиводы, МПа;

 - гидропроводность в пласте безраскрытия трещин, т.е. при давлениях до РТ;

a - коэффициент изменениягидропроводности пласта (a = 0 - 0,61/МПа);

К -коэффициент приемистости скважин до раскрытия трещин, м3/(сут×МПа);

Rк,Rc- радиус контура влияния закачки и радиус скважины соответственно, м.

В формуле (20)значения К, aи РТ находятся по данным о работе скважины на стационарном режимезакачки воды.

Потери напора на добавочном гидравлическомсопротивлении находятся из уравнения (17) путем подстановкивеличин, определенных из выражений (18)- (22). Если регулятор расходаштуцерный с известной гидравлической характеристикой Рш = f (Q), топо ней определяется диаметр керамической насадки.

Обеспечениезаданных режимов работы нагнетательных скважин

3.19. В соответствии с тремя этапами выравниванияфронта вытеснения в результате применения нестационарного заводнения возможныразнообразные варианты изменения режимов (расхода и давления) работынагнетательных скважин. Поэтому технологические схемы закачки воды в пластдолжны быть гибкими, т.е. обеспечивать заданные режимы работы скважин на каждомэтапе осуществления нестационарного заводнения.

3.20. Ограничение приемистости скважин производится регуляторамирасхода. Методика расчета перепада давления на нем приведена в п. 3.17.Регулятор расхода может устанавливаться на каждую скважину и группу скважин. Местоустановки его - устье скважины, гребенка куста скважин и гребенка КНС.

3.21. Для увеличения объемов закачки воды в группускважин N2, работающих на повышенной приемистости, необходимоповысить давление нагнетания воды (репрессию на пласт) путем

установкивысоконапорных насосов;

прокладкидополнительных линий водоводов при наличии значительных гидравлических потерь впроложенных;

улучшенияэнергетического баланса системы КНС-скважина.

Наиболееполно установленные мощности КНС используются при последних двух способах.

В условияхСамотлорского месторождения требуемый режим работы КНС может быть обеспеченследующими мероприятиями:

увеличениемколичества работающих насосов для смещения рабочей точки к верхней (подавлению) границе рабочей зоны характеристики насосов;

добавлением ксеми установленным восьмой снятой ступени;

снятиемштуцера на выкиде насосов (на тех КНС, где он установлен);

увеличениемдавления на приеме насосов (давления подпора) в пределах допустимого;

установкой дополнительных насосов (расширением КНС);

заменойустановленных насосов на другие с более высоким напором (полной реконструкциейКНС);

в результатеулучшения энергетического баланса системы КНС-скважина путем разделения скважин(для многопластовых месторождений), работающих от единой системы водоводов нагруппы по пластам и поочередной их остановки (ограничения расхода воды);

разделениемнагнетательных скважин, пробуренных на один пласт и имеющих общие участкиводоводов, на группы, предназначенные к поочередной их остановке (ограничениюрасхода воды);

прокладкойперемычек между водоводами для введения в работу той части их, котораяпростаивает или работает на режиме ограничения закачки воды;

переобвязкойводоводов с целью обеспечения подачи воды под одинаковым для всех скважин кустадавлением и создания единой системы водоводов, позволяющей в последующемпроводить поочередное переключение скважин по группам;

прокладнойперемычек между водораспределительными пунктами и напорными водоводами соседнихкустовых насосных станций, с целью эффективного использования резерва мощностейКНС.

Методикиопределения технологических показателей системы поддержания пластового давления(ППД), мероприятий и объема работ для обеспечения их при повышении давлениянагнетания воды на устье нагнетательных скважин приведены в "Руководствепо разработке мероприятий для повышения давления нагнетания воды на устьенагнетательных скважин Самотлорского месторождения" (РД 39-1-41-80).

Схемыреализации нестационарного заводнения

3.22. На схеме (рис. 1 а), которая предусматриваетустановку на КНС высоконапорных насосов, показан один из вариантов штуцерногоспособа перераспределения объемов закачиваемой воды (схема ВНИИ). Применение еенаиболее эффективно при работе двух групп, скважин от одной КНС, т.е. натретьем этапе нестационарного заводнения.

3.23. По схеме (рис. 1б), по которой закачка воды производитсядвумя группами насосов (высоконапорными и низконапорными) установленными на КНС(схема ВНИИ), нестационарное заводнение можно осуществлять круглогодично.Максимальные и минимальные объемы закачки по скважинам можно распределятьрегуляторами расхода, устанавливаемыми на устьях скважин, кустовых гребенках игребенках КНС.

3.24. На рис. 1в показан один из вариантовустановки перемычек на кустовых водораспределительных гребенках. Приосуществлении этого способа перераспределения объемов закачиваемой водынеобходимо предотвращать возможность образования застойных зон, в большинствеслучаев он применим летом.

3.25. Схемы (рис. 2) предусматривают использованиеподпорных (а), напорных (б), дожимных (в) и автономных, последовательносоединенных погружных центробежных насосов типа УЭЦП-3000-1000 установленных вскважинах-шурфах. Они могут применяться в качестве основных и вспомогательных.Например, при низкой прочности напорных водоводов дожимной погружнойэлектронасос устанавливается на кусте скважин и обвязывается с его гребенкой.Перераспределяются объемы закачиваемой воды регуляторами расхода.

3.26. Схемы (рис. 3) предусматривают применениеводораспределительных гребенок специальной конструкции, при этом на КНСможет быть две группы насосов с отличающимися напорами, в том числеустановленные в скважинах-шурфах.

3.27. На схемах водораспределительных гребенокдва-три коллектора с отводами и задвижками объединены в один узел. Назначениепервого основного коллектора состоит в распределении водыпо скважинам без ограничения расхода ее (рис. 3a). Второй коллектор служит дляограничения расхода воды в группу скважин через общий регулятор расхода,индивидуального замера расхода воды контрольным расходомером и дренированияскважины через один из напорных водоводов (рис. 3б). Для повышения эффективностидренирования скважины и подачи этой воды в емкости КНС на отводе этогоколлектора устанавливается струйный насос. Недостаток этой гребенки -невозможность одновременного осуществления всех перечисленных операций.

3.28.Этот недостаток устраняется в третьей схеме (рис. 3в). На четвертой схеме отводораспределительного пункта к скважине прокладывается два водовода. Этопозволяет перенести затрубную, манифольдную и центральную задвижки на водораспределительныйпункт. При этом становится возможным проведение большинства работ (глушение,промывка и т.д.) не с устья скважины, а с водораспределительного пункта илиКНС, соблюдая при этом требования охраны окружающей среды. Кроме того, существенноупрощается обвязка скважин, уменьшается их высота, что упрощает установкуустьевых утеплительных кожухов или коробов.

Определение технологическойэффективности процесса

3.29.Количественными показателями, характеризующими технологическую эффективность выравниванияфронта нагнетаемой воды, являются объем дополнительно добытой нефти (DQн);снижение в потребном объеме закачки воды при нестационарном заводнении посравнению со стационарным (DQз);уменьшение объемов добычи попутной воды (DQв) иуменьшение обводненности продукции добывающих скважин (Dfв) зарассматриваемый период времени, коэффициент относительного увеличенияэффективности закачки воды при нестационарном заводнении (Кэ.з) идр.

Принципиальные схемы нестационарногозаводнения

а - схема с установкой дополнительного коллектора и штуцера;

б - схема с использованием высоконапорных и низконапорных насосов;

в - схема установки перемычки на кустовых водораспределительных гребенках

1 - нагнетательные скважины; 2 - водораспределительная гребенка; 3 - дополнительныйводораспределительный коллектор; 4 - высоконапорные насосы; 5 - низконапорныенасосы; 6 - штуцер; 7 - перемычки; 8 - расходомер; 9 - регулятор расхода.

Рис. 1

Технологическиесхемы закачки воды с подпорными, напорными и дожимными погружными центробежнымиэлектронасосами

а - с подпорными электронасосам;б - с напорными электронасосами, расположенными на КНС; в - с дожимнымиэлектронасосами, расположенными на кустах скважин; г - с последовательносоединенными электронасосами;

1 - кустовая насосная станция; 2 - погружной электронасос вскважине-шурфе; 3 - нагнетательная скважина.

Рис. 2

Принципиальныесхемы нестационарного заводнения

а - без ограничения расходаводы; б - с раздельным ограничением расхода воды и дренированием скважины; в -с одновременным ограничением расхода воды и дренированием скважины; г - супрощенной обвязкой скважин;

1 - регулятор расхода; 2 - расходомер; 3 - нагнетательная скважина; 4 -струйный насос; 5 - утеплительный короб.

Рис.3

3.30. Для количественной оценки технологическойэффективности рекомендован следующий общий принцип: прогнозирование показателейразработки при стационарном режиме и сопоставление их с фактической динамикойдобычи продукции скважин в период внедрения мероприятий по выравниванию фронтанагнетаемой воды.

3.31. Технологическая эффективность от внедрениямероприятий, когда выравнивание фронта нагнетаемой воды начало проводиться допрорыва воды в скважинах первых нефтяных рядов, оценивается либо теоретическимспособом, посредством проведения соответствующих гидродинамических расчетов поформулам, используемым при проектировании разработки, и сопоставлением сфактическими показателями, либо путем сопоставления последних с показателямипроцесса стационарного заводнения на других залежах (участках), имеющихидентичную геологопромысловую характеристику и систему разработки.

3.32. Технологическая эффективность от внедрениямероприятий, когда выравнивание фронта начало осуществляться после обводнения скважинпервых эксплуатационных рядов, оценивается посредством предварительногонахождения по фактическим промысловым данным фоновой зависимости в периодстационарного заводнения и сопоставления экстраполированной ее величины сфактическими показателями в период внедрения.

Фоноваязависимость в период стационарного заводнения определяется двумя способами.Первый способ, эмпирический-статистический, использует фактическую зависимостьдобычи нефти и воды в следующих модификациях, называемых характеристиками вытеснения:

f(Qн) = j(Qв) = y(Qж),                                                 (23)

где f, j, y - функциональныезависимости;

Qн, Qв, Qж - отбор нефти, воды,жидкости из скважин, участка, залежи.

Второй способ разработан в Сибниинп и используетгидродинамические формулы, описывающие стационарный процесс вытеснения нефтиводой к скважинам.

Формализуя процесс вытеснения нефти в трубке токапроизвольной формы на область дренирования к скважине (нефтяному ряду) внеоднородном пласте, по обычной промысловой информации о добыче нефти и воды изобводнившихся скважин путем решения обратной задачи определяют фильтрационныепараметры l, c, Vn по следующим формулам:

, при ,                           (24)

,                                                (25)

,                                        (26)

где l,с - фильтрационные параметры, отражающие условия процесса вытеснения;

Vn - дренированный объемпорового пространства;

 - коэффициент вытеснения нефти,отнесенный к объему пор;

rов, rон - остаточные водо- и нефтенасыщенности,определяемые по образцам керна в лаборатории или геофизическими методами;

Qнi,Qi - три точки на кривой зависимости накопленнойдобычи нефти Qн от отобранной жидкости и после прорыва воды.

Тогда фоноваязависимость определяется по следующим формулам:

в моментпрорыва в скважину

,                                                 (27)

,                                                          (28)

в водныйпериод эксплуатации

,                                                      (29)

,                                                          (30)

,                                                           (31)

где Zф, Z - насыщенностьподвижной нефтью за фронтом вытеснения;

Qн.s - безводный отбор нефти;

fн -доля нефти в продукции скважин.

3.33.Объем дополнительно добытой нефти определяется:

,                                                           (32)

где индексы Ф, Р - расчетные и фактическиенакопленные отборы нефти.

3.34. Уменьшение объемов добычи попутной водыопределяется по формулам:

,                                                     (33)

,                                                            (34)

.                                                        (35)

3.35. Снижение в потребном объеме закачки воды DQз для получения DQн находится из

DQз = DQн /i,                                                              (36)

где i< 1 - коэффициент использования воды, учитывающий потерю нагнетаемой воды вдругие пласты, за контур нефтеносности и т.д.

3.36. Уменьшение обводненностипродукции определится из

.                                                        (37)

3.37.Коэффициент относительного увеличения эффективности закачки

,                                                           (38)

где Qз.ф- фактическая закачка.

Экономическаяоценка эффективности выравнивания фронта заводнения

3.38. Экономический эффект от внедрения рекомендацийпо выравниванию фронта нагнетаемой воды может быть определен подвум направлениям:

за счетувеличения объема добычи нефти;

за счетувеличения объема закачки воды (сравнение предлагаемого процесса с ранееприменяемым на участке вариантом).

3.39. Годовой экономический эффект от примененияновой технологии, обеспечивающей увеличение добычи нефти определяется поформуле:

Э = С1А1DА - С2А2нDК,                                          (39)

где С1и С2 - себестоимость добычи одной тонны нефти до и после примененияметода, р/т;

А1и А2 - объем добычи нефти до и после применения метода, тыс. т;

DА -дополнительная годовая добыча нефти за счет применения новой технологии, тыс.т;

Н -специальный норматив удельных приведенных затрат на одну тонну прироста добычинефти (для мероприятий по увеличению текущих темпов отбора нефти принимается вразмере 25 р/т);

DК -дополнительные капитальные вложения, связанные с внедрением новой технологии,тыс. р.

Объем добычинефти до применения мероприятия (А1) рассчитывается по формуле

A1 = A2- DA,                                                          (40)

Себестоимостьдобычи одной тонны нефти до внедрения метода определяется по формуле

,                                                           (41)

где Зд- дополнительные эксплуатационные расходы, связанные с приростом добычи нефти врезультате применения новой технологии, р.

3.40. Годовой экономический эффект за счетувеличения объема закачки определяется по формуле

Э = (С1 - С2) (Q + DQ),                                                    (42)

где С1и С2 - себестоимость закачки воды до и после внедрения мероприятия,р;

Q1 - объем закачки воды впласт до мероприятия, тыс. м3;

DQ - дополнительный объем закачки, тыс. м3

DQ = Q2 - Q1,                                                          (43)

где Q2- объем закачки воды в пласт по рекомендуемой технологии, тыс. м3.

3.41. Себестоимость закачки воды в пласт послепроведения мероприятия определяется по формуле:

,                                                  (44)

где DЗ - переменная часть затрат на закачку 1 м3воды, р.

4. ПРИМЕР РАСЧЕТА ТЕХНИЧЕСКОЙ И ЭКОНОМИЧЕСКОЙЭФФЕКТИВНОСТИ ПО III БЛОКУ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1. Анализ разработки пласта БВ8Самотлорского месторождения показал, что в результате разновременного ввода подзакачку нагнетательных скважин третьего и четвертого разрезающих рядовнакопленная закачка воды по третьему разрезающему ряду значительно превышаетэтот показатель четвертого разрезающего ряда. В результате этого продвижениефронта нагнетаемой воды (рис. 4) к стягивающему ряду добывающих скважин состороны третьего разрезающего ряда нагнетательных скважин происходит активнее.

Динамика изохрон обводнения

 -нагнетательные скважины;

 -добывающие скважины;

 -положение фронта вытеснения на 1977 г.;

 -участок с начальной нефтенасыщенностью на 1977 г.;

 -то же на 1979 г.

4.2. С целью обеспечения улучшения выработки пластанеобходимо увеличить (относительно третьего разрезающего ряда) закачку вскважины противоположного ряда.

4.3. Относительное увеличение в закачке можнодостигнуть увеличением объема закачки по четвертому разрезающему ряду иуменьшением объема закачки по третьему разрезающему ряду.

4.4. Анализ систем поддержания пластового давленияпоказал, что, несмотря на существующие резервные мощности по кустовым насоснымстанциям, увеличение закачки в скважины четвертого разрезающего ряда непредставляется возможным ввиду недостаточной прочности напорных водоводов.Поэтому для увеличения объемов закачки воды в скважины, работающие наувеличенной приемистости, применен вариант улучшения энергетического балансаводоводов (рис. 5).Расчеты показали, что за счет этого мероприятия за один цикл (два месяца)дополнительная закачка воды составила 144,8 тыс. м3 (табл. 2)

4.5. Режим работы нагнетательных скважин четвертогоразрезающего ряда оставлен без изменения (нестационарное заводнение состановкой на три месяца по принципу через одну). При определениитехнологического режима работы скважин третьего разрезающего ряда использованпараметр - накопленный объем закачки воды, приходящийся на один метрэффективной мощности (удельный объем закачки). В группу остановленных включеныскважины с большим значением этого параметра.

4.6. На рис. 4 показана динамика изохронобводнения, полученная при осуществлении нестационарного заводнения. Показателинеравномерности фронта вытеснения определены по выражениям (3) - (4) иравны d1 = 4,6; d2 = 3,6; S1 = 4,95; S2 = 4,60. Видно, что современем d и S уменьшаются. Следовательно,происходит выравнивание фронта вытеснения.

4.7. Характеристика вытеснения, построенная по скв.321, 322, 480, 481 рассматриваемого участка, приведена на рис. 6.


Характеристикинасосов КНС-5

Давление наприеме Рпр. = 3 кгс/см2; Потери в обвязке Ргр.= 5 кгс/см2.

1, 2, 3, 4, 5 ... 8 - паспортные характеристики насосов ЦНС 500´1900 соответственно для 1, 2, 3, 4, 5 ... 8насосов, приведенные к давлению на гребенке; 9 - характеристика фактическиработающих насосов (построенные по имеющейся точке М) для 6-ти насосов (9 -характеристика тех же насосов без штуцеров на выкиде); 10 - характеристика для6-ти насосов с 8-ю ступенями (при существующей степени износа); 11 - характеристикадля 5-ти насосов с 8-ю ступенями (при существующей степени износа); 12 -диаграмма средних потерь напора насоса в водоводах (В), скважинах (С) и пласте(П) (а - при стационарном, б - нестационарном режимах)

Рис.5


Таблица2

Прирост закачки воды по БКНС-4Самотлорского месторождения в 1980 г.

Номер куста

Номер скважины

Прирост закачки в I полуцикл, м3/мес

Прирост закачки во II полуцикл, м3/мес

Прирост закачки за весь цикл м3/цикл

Условия получения прироста

Номер ограниченных скв.

33

191

-

1020

1020

193, 1496, 1497, 1498

192

-

930

930

193, 1496, 1497, 1498

193

1050

-

1050

191, 192, 1500

1496

720

-

720

191, 192, 1500

1497

750

-

750

191, 192, 1500

1498

1200

-

1200

191, 192, 1500

1500

-

780

780

193, 1496, 1497, 1498

 

3720

2730

6450

 

35

196

13500

-

13500

1501, 1502, 1503

197

15000

-

15000

1501, 1502, 1503

198

19200

-

19200

1501, 1502, 1503

199

0

0

0

Постоянный режим

1501

-

12480

12480

196, 197, 198

1502

-

19890

19890

196, 197, 198

1503

-

12870

12870

196, 197, 198

 

47700

45240

92940

 

67

187

4200

-

4200

189, 190, 1493, 1494

188

6630

-

6630

189, 190, 1493, 1494

189

-

2340

2340

187, 188

190

-

2910

2910

187, 188

1493

-

2010

2010

187, 188

1494

-

2160

2160

187, 188

 

10830

9426

20256

 

78

534

-

3591

3591

535

535

4752

-

4752

534

1559

0

0

0

Постоянный режим

 

4752

3591

8343

 

79

539

5580

-

5580

1623

1623

-

2322

2322

539

 

5580

2322

7902

 

510

185

2670

-

2670

1492

186

3120

-

3120

1492

1492

-

3150

3150

185, 186

 

5790

3150

8960

 

Итого

 

78372

66459

144831

 

Зависимостьнакопленной добычи нефти SQнот логарифма отобранной воды lgSQвна скв. 321, 322, 480, 481

III - месяцы; ≡ - дополнительнаядобыча нефти;

1 -фактическая линия; 2 - прогнозная.

Рис.6

Из неговидно, что с началом внедрения нестационарного заводнения и при изменениивариантов осуществления его линейность характеристики нарушается в сторонуснижения отбора попутной воды и увеличения текущей нефтеотдачи. При этом DQн= 5 тыс. т, Df= 6¸7%; Кэ = 28 %; DQз= 34 тыс. м3, т.е. процесс эффективен.

4.8. В 1979 г. технологическая эффективность отпроцесса выравнивания фронта нагнетаемой воды определялась по трем добывающимскважинам стягивающего ряда 370, 371, 372. Режимы работы отмеченных скважин заанализируемой период не изменялись. Дополнительная добыча нефти за период с06.79 г. по 01.80 г. составила 50 тыс. т нефти (рис. 7). Значительная разница вдополнительной добыче нефти (по сравнению с 1978 г.) закономернее по тойпричине, что обводненность добывающих скважин первых рядов на 30 - 40 %превышает этот показатель скважин стягивающего ряда.

4.9. Динамика изохрон обводнения (рис. 4)показывает, что на III квартал 1979 г. вытеснение нефти происходит в основномпо всему блоку равномерно. Некоторое отставание выработки части блокаобъясняется сравнительно поздним вводом под закачку нагнетательных скважин 526,527, 528, 529, 530 (с 05.1974 г. по 12.1975 г.), тогда как остальные скважиныэтого же ряда введены за период с 10.1973 по 10.1974 гг. Кроме того, полныйрежим работы скважин, необходимый для регулирования выработки пласта, не былреализован из-за проведения буровых работ в районе расположения четвертогоразрезающего ряда.

4.10. Исходные данные для примера расчетаэкономической эффективности выравнивания фронта вытеснения по дополнительнойдобытой нефти приведены в таблице 3.

Зависимостьнакопленной добычи нефти SQнот логарифма отобранной воды lgSQвна скв. №№ 370, 371, 372

º - дополнительная добыча нефти

Рис. 7

Таблица3

Исходные данные

Показатель

Значение

Цель воздействия на пласт

Увеличение нефтеотдачи пластов; выравнивание фронта заводнения.

Вид воздействия на пласт

Перемена направления фильтрационных потоков

Себестоимость добычи одной тонны нефти после применения мероприятия, р.

4,20

Дополнительная добыча нефти (DА), тыс. т

50

Объем добычи нефти (А2) по НГДУ Нижневартовскнефть, тыс. т

84786

Дополнительные эксплуатационные расходы (Зд), тыс. р.

145,4

4.11. Объем добычи нефти до применения методаопределяется по формуле (40)

А1= 84786 - 50 = 84736 тыс. т

4.12. Себестоимость добычи нефти до применениямероприятия равна

 р.

4.13. Годовой экономический эффект по формуле (39)равен

Э = 4,20×84736 + 25×50 - 4,20×84786 = 713,2 тыс. р.

4.14. Исходные данные для расчета экономическойэффективности выравнивания фронта вытеснения по объему дополнительной закачкиприведены в таблице 4.

Таблица4

Исходные данные

Показатель

Значение

Цель воздействия на пласт

Увеличение нефтеотдачи пластов; выравнивание фронта заводнения

Вид воздействия на пласт

Перемена направления фильтрационных потоков

Себестоимость закачки одного м3 воды, фактическая, р.

0,223

Переменная часть затрат на закачку одного м3 воды, р.

0,066

Объем закачки воды в пласт до применения мероприятия (Q1), тыс. м3

135244,0

Прирост закачки воды (DQ) тыс. м3

3500,0

4.15. Себестоимость закачки воды в пласт после проведениямероприятия по выравниванию определяется по выражению (44), при этом С2 =0,219 р.

4.16. Экономический эффект от внедрения мероприятия,рассчитанный по формуле (42), равен 554,9 тыс. р.

Директор Сибниинп                                             Н.К.Праведников

Ответственныйисполнитель                               Е.Л. Кисарев

Нормоконтролер                                                   Л.В.Наумова

Приложение 1

Справочное

ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВНЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

1. Основными параметрами нестационарного заводненияявляются последовательность, периодичность (частота или продолжительность) изменениярежима работы нагнетательных скважин и амплитуда изменения давления в пласте.

2. Известно, что опережающий прорыв закачиваемойводы к забоям нефтяных скважин (языки обводнения) происходит по узкой полосе отнагнетательных к добывающим скважинам, так как именно здесь градиенты давлениямаксимальны. Поэтому решение задачи равномерного вытеснения нефти и увеличенияпериода безводной добычи сводится к увеличениюпотока закачиваемой воды в направлении, параллельном нагнетательному ряду, а недобывающим скважинам. Показателем интенсивности поступления закачиваемой воды внаправлении, параллельном разрезающему ряду, является соответствующая скоростьфильтрации. Этот параметр можно использовать для сравнительной оценки различныхвариантов нестационарного заводнения, при которых эффект капиллярной пропиткидополняется эффектом изменения направления фильтрации жидкости. Чем больше составляющаяскорости фильтрации по линии, параллельной разрезающему ряду, тем болееравномерно будет проходить вытеснение нефти.

3. Для теоретического исследования влияния основныхпараметров нестационарного заводнения на его эффективность выведем соответствующиезависимости.

На рис. 1 данногоприложения приведен участок залежи со скважинами нагнетательного и добывающихрядов. Система координат выбрана таким образом, чтобы одна из осей совпадала с линией расположениянагнетательных скважин. Для точки М с координатой Xи абсциссой выбранной системы координат составляющие скорости фильтрации поосям равны Vх и Vу.

Расчетная схема

D - нагнетательные скважины; о - нефтяныескважины.

Рис.1

Значение проекции скорости фильтрациина ось ординат (Vх) аналитическиопределяется выражением

,                                                              (1)

где К - проницаемость пласта;

m -вязкость жидкости;

 -градиент давления.

Распределениедавления в точке (DР(r, t)), находящейся на расстоянии r от источникавозмущения, определяется интегрально-показательной функцией.

,                                     (2)

где Q- приемистость скважины, cм3/c;

m- вязкость жидкости, Па×с;

R- проницаемость пласта, м2;

h- толщина пласта, см;

r- расстояние, см;

х - пьезопроводность пласта, см2/c;

t- время, с.

Принимая вовнимание, что  и, следовательно, , найдем

.                                                    (3)

Дляпрактического пользования удобно представить формулу (3) в функцииотношения значения ординаты (Х) к половине расстояния между нагнетательнымискважинами (sн). В итогеполучим

                                                 (4)

Используя формулы (2) и (3), длябезразмерного изменения фильтрации по оси ординат (Vx*) ибезразмерной амплитуды изменения давления, можно написать

;                                                           (5)

.                                                        (6)

4.Поскольку направление составляющей скорости фильтрации Vx совпадает с линией расположения нагнетательныхскважин, эффективность нестационарного заводнения будет определяться величинойприроста от изменения режима работа нагнетательных скважин. Требуемыйуровень изменения составляющей скорости фильтрации Vx может бытьдостигнут как при остановке нагнетательных скважин подряд, так и через одну,если увеличить продолжительность их остановки. Поэтому проследим связь междуколичеством и продолжительностью одновременной остановки подряд нагнетательныхскважин.

На рис. 2представлены результаты расчетов изменения составляющей скорости фильтрации, параллельнойразрезающему ряду, в зависимости от количества одновременно останавливаемыхподряд нагнетательных скважин для точек внешней зоны с ординатой х = sн(отсчет ординаты также от ближайшей нагнетательной скважины) в сечениях у = 0;у = sн;у = 3sн;у = 5sн

Условие X = sнявляется в определенной мере экстремальным, поскольку при X > sнможет быть подобрана другая группа возмущающих скважин (путем перемещения их нарасстояние, кратное 2sн)из расчета, чтобы ближайшая из них не была удалена по ординате от точкивоздействия далее sн.

Представленныена графике данные позволяют сделать ряд практических выводов.

Во-первых, увеличение количества одновременноостанавливаемых подряд нагнетательных скважин имеет смысл только при длительнойостановке, когда  > 0,01 (при х = 104см2/с и sн= 250 м это соответствует72 суткам). Кроме того, из формулы (3) видно, что максимальное изменениесоставлявшей скорости фильтрации, параллельной разрезающему ряду, при » 1,0. Для этого продолжительностьизменения режимов работы должна находиться впределах .

Bo-вторых, чем более удаленыот разрезающего ряда зоны воздействия, тем меньше эффект от увеличенияколичества одновременно останавливаемых скважин. В этом случае абсолютноеизменение составляющей скорости фильтрации, параллельной нагнетательному ряду,незначительно и, видимо, поэтому целесообразно для таких зон периодическивовлекать в нестационарный процесс и нефтяные скважины.

Используяформулу (6),рассчитали безразмерные амплитуды изменения давления при одновременнойостановке подряд и через одну четырех возмущающихсяскважин, находящихся по одну сторону от точки воздействия для  = 0,1; 0,02; 0,01;0,001 в зависимости от удаления ближайшейвозмущающей скважины ряда от точки воздействия в пределах  = 0,1 + 6 т в сечениипласта у = 0 (рис. 3). Принятое условие у = 0 ирасположение возмущающих скважин по одну сторону от точки воздействия позволяетоценить максимальное занижение амплитуды изменения давления при остановкенагнетательных скважин через одну в сравнении с остановкой их подряд.

Зависимость от  и количестваодновременно останавливаемых нагнетательных скважин (n)

I - для у = 0; II - для у = sн; III - для у = 3sн; IV - для у = 5sн

Рис.2

Анализпроведенных расчетов показывает, что максимальное относительное занижениеамплитуды изменения давления при остановке возмущающих скважин через одну непревышает 25 - 30 % и увеличение количества одновременно останавливаемыхскважин целесообразно лишь при достаточной длительности полуциклов . Увеличениепродолжительности полуциклов позволяет и при остановке возмущающих скважинчерез одну получить необходимую по абсолютной величине амплитуду изменениядавления.

Сопоставлениеамплитуды изменения давления при остановке нагнетательных скважин

_____ - подряд; _ _ _ _ - через одну;

1 - для  = 0,1; 2 - для  = 0,02; 3 -  = 0,01; 4 - для  = 0,001

Рис.3

Приложение 2

Справочное

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНИМАЛЬНЫХ РАСХОДОВ ВОДЫ ПРИПРОВЕДЕНИИ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ В ЗИМНИЙ ПЕРИОД ВРЕМЕНИ

1. Расчет минимального массового расхода воды (qmin), предотвращающего замерзание водовода, рекомендуется осуществлять поформуле [1].

,                                                (1)

где К -коэффициент теплопередачи Вт/(м2×К);

Ср- теплоемкость воды, Дж/(кг×К);

r- плотность воды, кг/м3;

d - внутренний диаметр труб, м;

l - длина водовода, м;

lм,lт- теплопроводность соответственно мерзлого и талого грунтов, Вт/(м×К);

Тв- температура воздуха, К;

Тн- температура воды в начале водовода, К.

Для песчанойзасыпки, как наиболее неблагоприятной [2]

,                                                 (2)

2. Коэффициент теплопередачи заглубленного водоводаопределяется из следующей зависимости:

,                                                   (3)

где lгр- теплопроводность грунта, Вт/(м×К);

h - глубина заложения отповерхности до оси водовода, м;

aн - коэффициент наружнойтеплоотдачи, Вт/(м2×К).

Максимальное значение aн и l в зимний период составляет[1].

aн = 6,9480 Вт/(м2×К)

lгр = 0,2895 Вт/(м×К)

3. Для обвалованного водовода с радиусом обваловкикоэффициент теплоотдачи рассчитывается:

;                                              (4)

4. При определении минимального расхода воды,необходимо учитывать также вероятность замерзания устьевой арматуры иманифольдной линии, которые обычно не утепляются, и поэтому в расчетной схемеих можно уподобить водоводу.

Исходя изформулы Шухова [1]

Т = Tв+ (Тн - Tв)exp(-Ш),                                        (5)

где Т -текущая температура воды по длине водовода, К;

Ш - параметрШухова.

ПараметрШухова представляет в рассматриваемом случае выражение

                                                          (6)

При То= 273 К (температура замерзания воды) найдем:

;                                                (7)

в которойкоэффициент теплопередачи определяется формулой:

,                                                 (8)

где a1- коэффициент внутренней теплоотдачи от жидкости к внутренним стенкам труб;

a2- коэффициент наружной теплоотдачи от наружной стенки в воздух;

si,li - толщина и коэффициенттеплопроводности стенок труб и изоляции;

n - число границ раздела.

Для определения a2 используется эмпирическаяформула:

;                                                          (9)

где w- скорость ветра, м/с;

Для w= 20 м/с при температуре Тв = 223 К (наихудшие условия). a2= 42,846 Вт/(м2×К). Для воды a1= 231,6 Вт/(м2×К).

На основаниифактических замеров при проведении расчетов принимать Тн = 274 К.

Литература

1. Горецкий А.Б. Диссертацияна соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень, 1973.

2. Горецкий А.Б. МедведскийР.И. Метод расчета минимального расхода воды, предупреждающего замерзанияводоводов. - Труды Гипротюменнефтегаза, Тюмень, 1972, вып. 28, с. 152 - 167.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общая часть. 1

2. Причины неравномерности продвижения фронта заводнения и методы его выравнивания. 2

3. Требования к технологическому процессу выравнивания фронта заводнения и разработка мероприятий по его осуществлению. параметры назначения и оценки эффективности процесса. 3

4. Пример расчета технической и экономической эффективности по III блоку Самотлорского месторождения. 13

Приложение 1 Теоретическое обоснование основных параметров нестационарного заводнения. 18

Приложение 2 Методика определения минимальных расходов воды при проведении нестационарного заводнения в зимний период времени. 22

 

Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.