Dezvoltarea se realizează pe baza unui proiect operațional de încercare, a unei scheme tehnologice de dezvoltare industrială sau pilot-industrială, a unui proiect de dezvoltare. În cadrul proiectului de dezvoltare, pe baza datelor de explorare și operațiuni de încercare, sunt determinate condițiile în care va fi exploatat câmpul: structura sa geologică, proprietățile rezervorului rocilor, proprietățile fizice și chimice ale fluidelor, saturația rocilor cu apă, gaz , ulei, presiuni ale rezervoarelor, temperaturi etc. Pe baza acestor date, cu ajutorul calculelor hidrodinamice, se stabilesc indicatorii tehnici de exploatare a rezervoarelor pentru diferite opțiuni ale sistemului de dezvoltare, se face o evaluare economică a opțiunilor și cea optimă este selectat.
Sistemele de dezvoltare prevăd: selectarea obiectelor de dezvoltare, secvența punerii obiectelor în dezvoltare, rata de forare în câmp, metodele de influențare a straturilor productive pentru a maximiza recuperarea petrolului; numărul, raportul, locația și procedura pentru punerea în funcțiune a sondelor de producție, injecție, control și rezervă; modul lor de funcționare; metode de reglare a proceselor de dezvoltare; măsuri de protecție a mediului. Sistemul de dezvoltare adoptat pentru un anumit domeniu predetermină indicatorii tehnici și economici - debitul, modificarea acestuia în timp, factorul de recuperare a petrolului, investițiile de capital, costul a 1 tonă de petrol etc. Sistemul de dezvoltare rațională campuri petroliere oferă un nivel dat de petrol și gaze asociate cu indicatori tehnici și economici optimi, protecție eficientă a mediului.
Parametrii principali care caracterizează sistemul de dezvoltare: raportul dintre suprafața petrolieră a câmpului și numărul tuturor puțurilor de injecție și producție (densitatea rețelei de sondă), raportul dintre rezervele de petrol recuperabile ale câmpului și numărul de puțuri - rezerve recuperabile pe puț (eficiența sistemului de dezvoltare), raportul dintre numărul puțurilor de injecție și puțuri de producție (intensitatea dezvoltării rezervelor); raportul numărului de puțuri de rezervă forate după ce câmpul a fost pus în producție cu scopul unei recuperări mai complete a petrolului (fiabilitatea sistemului de dezvoltare). Sistemul de dezvoltare este, de asemenea, caracterizat prin parametri geometrici: distanța dintre puțuri și rândurile de puțuri, lățimea benzii dintre puțurile de injecție (cu sisteme de dezvoltare în rânduri de blocuri) etc. în trei puncte) locația puțurilor de producție; cu contururi purtătoare de ulei în mișcare, amplasarea puțurilor ia în considerare forma acestor contururi. Sistemele de dezvoltare a terenurilor petroliere fără impact asupra rezervorului sunt rareori utilizate, în majoritatea cazurilor câmpul este dezvoltat cu inundații de apă. Cea mai utilizată este inundația de apă intracontur în rânduri bloc. Sistemele de inundare a apei sunt, de asemenea, create cu o distanță între puțuri de 400-800 m.
Împreună cu alegerea unui sistem de dezvoltare, alegerea unei tehnologii de dezvoltare eficiente are o mare importanță. Sistemul și tehnologia sunt, în principiu, independente; diferite tehnologii de dezvoltare sunt utilizate cu același sistem. Principalii indicatori tehnologici ai procesului de dezvoltare: producția actuală și cumulată de petrol, apă, lichid; rata de dezvoltare, tăierea apei de producție a puțului, presiunea și temperatura rezervorului, precum și acești parametri în punctele caracteristice ale rezervorului și puțului (în partea de jos și în capul puțului, la limitele elementelor etc.); factorul de gaz în puțurile individuale și pentru câmp în ansamblu. Acești indicatori se schimbă în timp, în funcție de regimurile rezervoarelor (natura apariției forțelor in-situ care conduc petrolul către fundul puțurilor) și de tehnologia de dezvoltare. Un indicator important al dezvoltării câmpurilor petroliere și al eficacității tehnologiei aplicate este valoarea actuală și finală a recuperării petrolului. Dezvoltarea pe termen lung a câmpurilor petroliere în condiții elastice este posibilă numai în unele cazuri, deoarece De obicei, presiunea rezervorului scade în timpul dezvoltării și apare un regim de gaz dizolvat în rezervor. Factorul final de recuperare a uleiului în timpul dezvoltării în acest mod este mic, atinge rareori (cu o permeabilitate bună la formare și vâscozitate scăzută a uleiului) valori de 0,30-0,35. Odată cu utilizarea tehnologiei de inundare a apei, factorul final de recuperare a uleiului crește la 0,55-0,6 (în medie, 0,45-0,5). Cu o vâscozitate crescută a uleiului (20-50,10 -3 Pa.s), nu depășește 0,3-0,35 și cu o vâscozitate a uleiului mai mare de 100,10 -3 Pa.s - 0,1. Inundațiile de apă în aceste condiții devin ineficiente. Pentru a crește valoarea finală a factorului de recuperare a uleiului, se utilizează tehnologii bazate pe metode fizico-chimice și termice de stimulare a formării (vezi. Metode termice de producție). Metodele fizico-chimice utilizează deplasarea uleiului prin solvenți, gaze presiune ridicata, agenți tensioactivi, soluții de polimeri și micelari-polimeri, soluții de acizi și alcalii. Folosirea acestor tehnologii face posibilă reducerea tensiunii la contactul fluidului de deplasare a uleiului sau eliminarea acestuia (deplasarea uleiului de către solvenți), îmbunătățirea umectabilității rocilor cu fluidul de deplasare, îngroșarea fluidului de deplasare și astfel reducerea raportul dintre viscozitatea uleiului și viscozitatea fluidului, făcând procesul de deplasare a uleiului din formațiuni mai rezistent și mai eficient. Metodele fizico-chimice de stimulare a rezervoarelor cresc recuperarea uleiului cu 3-5% (surfactanți), cu 10-15% (inundații polimerice și micelare), cu 15-20% (dioxid de carbon). Utilizarea metodelor de deplasare a solventului face teoretic posibilă realizarea recuperării complete a uleiului. Cu toate acestea, lucrările pilot au relevat o serie de dificultăți în implementarea practică a acestor metode de recuperare a uleiului: absorbția agenților tensioactivi de către mediul rezervorului, modificarea concentrației acestora, separarea compozițiilor substanțelor (inundații micelar-polimerice), extracția numai a hidrocarburilor ușoare (dioxid de carbon), reducerea randamentului de măturare (solvenți și gaze de înaltă presiune) etc. De asemenea, sunt în curs de cercetare în domeniul metodelor termochimice de recuperare a uleiului sub acțiunea combinată a căldurii și a reactivilor chimici asupra rezervorului - termic alcalin, termopolimer inundații, utilizarea catalizatorilor pentru reacții in situ etc., bazate pe introducerea bacteriilor în rezervorul de ulei, ca rezultat al activității vitale a cărora se formează substanțe care îmbunătățesc fluiditatea și facilitează extracția uleiului.
În dezvoltarea câmpurilor petroliere, se disting 4 perioade: producția de petrol în creștere, constantă, în scădere bruscă și în scădere lentă (stadiu târziu).
În toate etapele dezvoltării câmpurilor petroliere, controlul, analiza și reglementarea procesului de dezvoltare se efectuează fără a schimba sistemul de dezvoltare sau cu modificarea parțială a acestuia. Reglementarea procesului de dezvoltare a câmpului petrolier poate îmbunătăți eficiența deplasării petrolului. Influențând rezervorul, acestea sporesc sau slăbesc fluxurile de filtrare, își schimbă direcția, în urma cărora au fost implicate în dezvoltare zonele nedrenate ale câmpului, iar creșterea ratei de extracție a petrolului, scăderea producției de apă asociate și o creșterea factorului final de recuperare a uleiului. Metode de reglare a dezvoltării câmpurilor petroliere: creșterea productivității sondelor prin scăderea presiunii din fund (trecerea la o metodă mecanizată de funcționare, stabilirea unui mod forțat sau optim de funcționare a sondei); închiderea puțurilor foarte udate; creșterea presiunii de descărcare; puțuri suplimentare de producție (rezervă) sau puțuri se întorc din alte orizonturi; transferul frontului de injecție; utilizarea inundațiilor focale și selective; lucrări de izolare; alinierea profilului de intrare sau injectivitatea puțului; impact asupra zonei de fund pentru stimularea fluxului (fracturare hidraulică, perforație cu jet de hidrosand, acidifiere); aplicarea metodelor fizico-chimice pentru îmbunătățirea recuperării uleiului (injecție de acid sulfuric, surfactanți etc.). Dezvoltarea formațiunilor superficiale saturate cu ulei cu vâscozitate ridicată, în unele cazuri, se realizează prin metoda minelor (a se vedea).
Dezvoltarea câmpurilor petroliere se înțelege prin controlul mișcării petrolului în depozite către puțurile producătoare de petrol prin plasarea adecvată și punerea în funcțiune secvențială a întregului stoc dat de puțuri producătoare de petrol și injecție apă-gaz pentru a-și menține modurile de funcționare cu consum uniform și economic de energie a rezervorului.
Un sistem rațional pentru dezvoltarea depozitelor prevede soluția și implementarea următoarelor măsuri.
· Alocarea instalațiilor de producție într-un câmp multistrat și determinarea ordinii de punere în funcțiune a acestora. Operațional obiect - o formațiune productivă sau un grup de formațiuni dezvoltate de o rețea independentă de puțuri, asigurând în același timp controlul și reglarea procesului lor exploatare... Unitățile de producție dintr-un domeniu multistrat sunt împărțite în
de bază (de bază) - mai studiat, extrem de productiv și relativ mare în ceea ce privește rezervele ulei straturi.
Recuperabil - mai puțin productiv și cu mai puține rezerve, a cărui dezvoltare este planificată să fie efectuată prin returnarea puțurilor de la obiectul de bază.
Determinarea grilei de puțuri, plasarea lor pe operațional instalația și procedura de punere în funcțiune a puțurilor. Amplasarea puțurilor pe obiecte poate fi uniformă pe depozitele cu contururi fixe purtătoare de ulei în prezența apei de fund sau în absența apei de formare. În câmpurile cu contururi portante de ulei în mișcare, puțurile de la instalații sunt plasate în rânduri paralele cu contururile portante de ulei.
Distanțele dintre puțuri și rânduri de puțuri sunt selectate luând în considerare structura geologică a unității de producție pentru a acoperi dezvoltarea tuturor zonelor formațiunilor productive, precum și din motive economice. Este necesar să ne străduim să forăm obiecte cu o rețea rară, astfel încât să nu existe interferențe între puțurile producătoare de petrol. Acest lucru va asigura o productivitate ridicată pentru fiecare sondă. Cu toate acestea, în același timp, datorită eterogenității litologice a straturilor productive, este posibil să se lase stâlpi nedezvoltați ulei.
· Stabilirea modului de funcționare a puțurilor de producere a uleiului și de injectare a apei se reduce la planificarea ratei de extragere a uleiului și a injectării apei în rezervor pentru a menține presiunea rezervorului pentru o anumită perioadă de timp. Debitele și injectivitatea puțurilor pot fi foarte diverse și depind de structura geologică a formațiunilor productive și de modurile de operare acceptate ale zăcămintelor. Modurile de funcționare a puțului se schimbă în timp, în funcție de starea de dezvoltare a rezervorului (poziția conturului uleiului, tăierea apei, progresul gaz pentru ei, stare tehnică operațional coloane utilizate echipament pentru ridicarea fluidului de la formațiune la suprafață, pomparea unui agent de lucru în formațiune (apă, gaz) pentru a menține presiunea rezervorului etc.).
· Reglarea echilibrului energiei rezervorului în depozitele de petrol se realizează prin influențarea rezervorului în ansamblu. În prezent, principala metodă de intensificare minerit ulei - menținerea presiunii rezervorului prin inundații artificiale. În unele domenii, se efectuează și injectarea gaz v gaz pălărie.
Inundațiile de apă au loc:
Zakonturnye,
La limita,
· În circuit.
|
Inundațiile de apă de contur sunt utilizate în dezvoltarea depozitelor relativ mici. Fântânile de injecție sunt situate în spatele conturului uleios la o distanță de 200-100 m și mai mult.
Inundațiile de margine sunt utilizate în câmpuri cu permeabilitate redusă a formațiunilor productive din partea de apă a rezervorului. Distanța dintre sondele de injecție și conturul cu ulei este foarte mică sau sunt situate direct pe conturul cu ulei.
Inundațiile de apă intra-contur sunt utilizate pentru câmp mareîmpărțindu-l prin rânduri de godeuri de injecție în separat operațional obiecte care sunt exploatate în continuare ca depozite independente. Fântânile de injecție sunt localizate, ținând cont de structura geologică a câmpurilor, în principal în zone cu permeabilitate ridicată. În același timp, sursele de energie pentru secțiunile de margine ale câmpurilor sunt presiunea apelor de margine și presiunea apei pe linia de inundație artificială prin rânduri de puțuri de injecție a apei situate lângă contur. conținut de ulei sau mai multe s-au îndepărtat de acesta, precum și rânduri de puțuri de injecție de apă găurite înăuntru ulei părți ale rezervorului. Aceste puțuri de injecție de apă în linie sunt, de asemenea, surse de alimentare pentru alte persoane ulei zone de depozite.
Sistemul trebuie să îndeplinească cerințele de extracție maximă de petrol sau gaze din subsol în cel mai scurt timp posibil la un cost minim. Proiectul de dezvoltare determină numărul și sistemul de amplasare a puțurilor de producție și injecție, nivelul producției de petrol și gaze, metodele de menținere a presiunii rezervorului etc. Dezvoltarea depozitelor individuale de petrol sau gaze se realizează printr-un sistem de puțuri de producție și injecție. care asigură producția de petrol sau gaze din rezervor. Complexul tuturor măsurilor pentru asigurarea dezvoltării depozitului determină sistemul de dezvoltare. Principalele elemente ale sistemului de dezvoltare a rezervoarelor sunt: metoda de stimulare a formării, plasarea puțurilor de producție și injecție, rata și procedura de forare a puțurilor de producție și injecție. Cele mai importante elemente ale sistemului de dezvoltare sunt metodele de stimulare a rezervorului, întrucât, în funcție de acestea, vor fi soluționate alte probleme de dezvoltare a rezervorului. Pentru a crește eficiența regimurilor de rezervoare naturale și a asigura cea mai rațională dezvoltare, este necesar să se aplice diverse metode de stimulare a rezervorului. Astfel de metode pot fi tipuri diferite inundații de apă, injecție de gaz în capacul de gaz sau în partea de ulei a rezervorului, tratamente cu acid clorhidric, fracturare hidraulică și o serie de alte măsuri menite să mențină presiunea rezervorului și să crească productivitatea puțului. Sistem de dezvoltare a rezervorului de ulei folosind presiunea apei de margine utilizat pentru depozitele de ulei de tip rezervor cu regim de presiune naturală a apei sau regim elastic activ de presiune a apei. Acesta prevede forarea rezervorului cu puțuri de producție cu amplasarea lor în principal în partea pură de petrol a rezervorului în rânduri închise paralele cu conturul intern de ulei. Dacă este posibil, se respectă ordinea eșalonată a puțurilor. Pentru a prelungi perioada de funcționare a puțurilor fără apă, distanțele dintre rândurile de puțuri pot fi setate puțin mai mari decât între puțurile din rânduri. În același scop, în puțurile rândului exterior, partea inferioară a grosimii saturate cu ulei a formațiunii nu este de obicei perforată. În puțurile rândurilor interioare, formațiunea saturată cu ulei este perforată pe toată grosimea. Se consideră plasarea și perforarea bine cel mai bun mod corespund procesului de pătrundere în zăcământul apelor de margine, completând retragerea fluidului din acesta. Din zona de apă-ulei, care este de obicei mică, petrolul este deplasat de apă către fântâni. În cursul dezvoltării, contururile purtătoare de ulei „se contractă”, dimensiunea rezervorului scade. În consecință, fântânile rândului inelar exterior sunt inundate și scoase din funcțiune treptat, apoi, prin anumite etape, fântânile rândurilor următoare.
Sistem de dezvoltare a rezervorului de ulei folosind presiunea apei de jos Se folosește pentru depozite masive de petrol (de obicei, pe întreaga sau aproape întreaga zonă, astfel de depozite sunt acoperite de apă), care au un regim acționat de apă sau activ de apă elastică. În dezvoltarea unor astfel de zăcăminte, deplasarea petrolului de către apă este însoțită de o creștere pe scară largă a OWC, adică intervale de udare secvențială a depozitelor situate aproximativ la aceleași semne hipsometrice; volumul depozitului scade. Amplasarea puțurilor în zona rezervorului și apropierea de perforare a părții productive a secțiunii depinde de înălțimea și de alți parametri ai rezervorului. Cu o înălțime a rezervorului măsurată în zeci de metri, puțurile sunt distanțate uniform și rezervorul din ele este perforat de la vârf până la o anumită limită acceptată convențional, care este la câțiva metri distanță de OWC (Fig. 59). Cu o înălțime a rezervorului de 200 - 300 m sau mai mult (ceea ce este tipic pentru unele depozite masive în rezervoare de carbonat), este de preferat să localizați puțuri de-a lungul unei rețele îngroșate până la centrul rezervorului, păstrând principiul egalității rezervelor de petrol pe bine. În același timp, abordarea deschiderii părții productive a secțiunii în puțuri depinde de caracteristicile de filtrare ale rezervorului. Cu o vâscozitate scăzută a uleiului - până la 1-2 mPa-s, permeabilitate ridicată și o structură relativ omogenă a stratului productiv, este posibil să pătrundă în partea superioară a grosimii saturate de ulei din puțuri, deoarece în astfel de condiții uleiul din partea inferioară pot fi deplasate la intervalele deschise. Cu o structură eterogenă de roci de rezervor sau cu o vâscozitate crescută a uleiului, penetrarea secvențială a intervalelor saturate de ulei poate fi realizată de jos în sus. 
Sistem de dezvoltare a rezervoarelor de petrol care utilizează energia eliberată din gazul petrolier Se utilizează în modul gaz dizolvat și implică forarea țintei de producție, de obicei de-a lungul unei rețele uniforme prin sperforare în toate godeurile cu întreaga grosime saturată de ulei. Sistemul pentru dezvoltarea unui rezervor de motorină cu utilizarea combinată a presiunii apei de formare și a gazului dintr-un capac de gaz asigură utilizarea unui mod de rezervor mixt și deplasarea petrolului prin circuitul de apă și gaz din capacul de gaz . Cu acest sistem, puțurile sunt plasate pe o rețea uniformă și numai o parte din grosimea saturată de ulei este perforată în ele cu o abatere semnificativă de la OWC și GWC pentru a evita conurile. Deoarece apa asigură o deplasare mai bună a petrolului din rezervor decât gazul, sistemul este de preferat să fie utilizat pentru rezervoarele cu capac de gaz relativ mic. Sistem de dezvoltare a rezervorului de motorină utilizând presiunea apei de formare cu GOC staționar prevede asigurarea extragerii de petrol din rezervor numai datorită introducerii apelor de formare cu un volum constant al capacului de gaz. Stabilizarea GOC în poziția sa inițială este asigurată prin reglarea presiunii din capacul de gaz prin extragerea volumelor strict justificate de gaz din acesta prin puțuri speciale pentru a egaliza presiunea rezervorului în părțile de gaz și ulei ale rezervorului. Cu un astfel de sistem de dezvoltare, intervalul de perforație din puțuri poate fi situat oarecum mai aproape de GOC comparativ cu poziția sa atunci când presiunea apei și gazului este combinată. Totuși, aici, atunci când alegeți un interval de perforație, ar trebui să se țină seama de posibilitatea formării conurilor de gaz și apă și de necesitatea prelungirii perioadei de funcționare a puțului fără apă în condiții de creștere a OWC. Metodele de fundamentare a intervalelor optime de perforație în dezvoltarea părții de petrol din depozitele de motorină sunt discutate în capitol. Sistemul de dezvoltare cu neutralizarea acțiunii energiei capacului de gaz este aplicat cu succes la o înălțime ridicată a părții de ulei a rezervorului, vâscozitate redusă a uleiului și permeabilitate ridicată la formare.
Un sistem de dezvoltare a rezervorului de petrol înseamnă secvența forării sale de producție împreună cu metodele de influențare a rezervorului.
|
Sisteme de dezvoltare |
Zona de aplicare |
|
Pe baza așezării puțurilor pe o rețea uniformă |
1. Atunci când se dezvoltă zăcăminte de orice tip, limitate la formațiuni eterogene în proprietățile lor litologice și fizice și cu permeabilitate redusă (în special în zonele aproape de contur), în timpul cărora se manifestă regimul gazului dizolvat. |
|
2. Atunci când se dezvoltă depozite masive subterane de apă de fund în întreaga zonă. |
|
|
Pe baza așezării godeurilor în rânduri de-a lungul contururilor purtătoare de ulei sau a rândurilor de godeuri de injecție. |
În principal pentru depozitele de tip rezervor și mai rar litologice sau stratigrafice, dacă în timpul dezvoltării regimul natural de presiune poate fi păstrat sau rezervorul este stimulat. |
Sisteme de dezvoltare bazate pe amplasarea puțurilor pe o rețea uniformă
Grilele sunt împărțite în formă triunghiulară și pătrată. Cu o rețea triunghiulară, zona este drenată mai complet (91% din suprafață) decât cu o rețea pătrată (79%), dar numărul puțurilor pe unitate de suprafață crește cu 15,4% comparativ cu unul pătrat. Distanța dintre puțuri de-a lungul grilei triunghiulare este determinată de formulă
unde l este distanța dintre puțuri în metri;
S este suprafața per puț, în m 2.
Prin rata de punere în funcțiune a puțurilor, acestea se disting solidși încet sisteme de dezvoltare. Cu un sistem continuu, toate puțurile sunt puse în funcțiune într-o perioadă scurtă de timp - în decurs de un an. Pentru o perioadă mai lungă, sistemul este considerat mai lent.
Conform ordinii de punere în funcțiune a puțurilor, se disting sistemele:
îngroșarea, atunci când întreaga zonă este acoperită mai întâi cu o rețea rară de puțuri, iar apoi în intervalele dintre primele puțuri, puțurile din a doua etapă sunt forate;
târâtoare, când primele fântâni sunt situate în același rând, iar cele ulterioare sunt situate într-o anumită direcție, orientate în raport cu elementele structurale ale formațiunii. Se disting următoarele sisteme târâtoare:
a) târându-se în jos, când rândurile sau grupurile de puțuri sunt construite secvențial în direcția scufundării de formare;
b) târându-se în sus de-a lungul răscoalei, când rândurile sau grupurile de puțuri sunt construite secvențial în direcția ascensiunii formațiunii;
c) târându-se de-a lungul grevei, când primul grup de puțuri este suprapus peste greva formațiunii, iar alte grupuri sunt stabilite în direcția grevei formațiunii.
Sisteme de dezvoltare bazate pe rânduri
În funcție de secvența de forare a depozitelor, se disting următoarele sisteme:
târâtoare, atunci când dimensiunea mare a zonei productive nu permite intrarea în toate părțile depozitului în dezvoltare activă. Inițial, nu sunt forate mai mult de trei rânduri de puțuri, situate paralel cu rândul de puțuri de injecție (contur purtător de apă). În același timp, o parte semnificativă a rezervorului în prima perioadă rămâne neforată. Al patrulea rând de puțuri este forat atunci când primul este inundat, al cincilea când al doilea etc.
simultan, când găurirea în rânduri se efectuează în dezvoltarea depozitelor mici și înguste, pe care este suficient să plasați trei sau patru rânduri de puțuri în raport cu axa pliului.
Conform metodei de plasare a sondelor de injecție, se disting sistemele:
cu inundații de ape;
cu inundații în circuit;
cu injecție de gaz în capacul de gaz (puțurile de injecție sunt situate în interiorul capacului);
cu injecție de gaz (presiune înaltă sau gaz lichefiat) în partea de ulei a rezervorului.
Sisteme de dezvoltare a terenurilor petroliere cu menținerea presiunii rezervoarelor
Menținerea presiunii rezervorului prin pomparea apei, pe lângă îmbunătățirea recuperării uleiului, oferă o intensificare a procesului de dezvoltare. Acest lucru se datorează apropierii zonei de presiune crescută, creată prin pomparea apei în puțurile de injecție a apei, către puțurile de producție.
Pentru a lua o decizie de a menține presiunea rezervorului prin pomparea apei pe un rezervor specific de ulei, următoarele probleme sunt elaborate în mod constant:
stabiliți locația puțurilor de apă;
determina volumul total de apa injectata;
calculați numărul puțurilor de apă;
stabiliți cerințele de bază pentru apa injectată.
Amplasarea sondelor de injectare a apei este determinată în principal de caracteristicile structurii geologice a zăcămintelor de petrol. Sarcina este de a selecta un astfel de aranjament de puțuri de injectare a apei, care să asigure cea mai eficientă conexiune între zonele de injectare a apei și zonele de retragere cu deplasarea uniformă a uleiului de către apă.
În funcție de locația puțurilor de injectare a apei, următoarele sisteme de inundare a apei sunt utilizate în prezent în dezvoltarea câmpurilor petroliere.
Inundarea apei la graniță utilizat pentru dezvoltarea zăcămintelor cu mici rezerve de petrol. Puțurile sunt situate în acviferul acvifer (Fig. 1). Utilizarea unui sistem de dezvoltare perimetrală este posibilă atunci când contactul ulei-apă se poate deplasa la căderile de presiune realizabile. Practica dezvoltării câmpurilor petroliere a dezvăluit cazuri când direct la suprafață un depozit de petrol este „sigilat” de produsele de oxidare a uleiului (asfaltene, rășini, parafină și altele) sau de produsele activității vitale a bacteriilor. În plus, proiectarea și implementarea acestui sistem necesită un studiu detaliat al limitei de formare. Uneori, caracteristicile graniței formării, în termeni de porozitate, permeabilitate, net-brut, diferă semnificativ de caracteristicile părții centrale a formațiunii.Inundații de margine se folosesc atunci când conexiunea hidrodinamică a zonei uleioase a formațiunii cu acviferul este dificilă. În acest caz, o serie de puțuri de injecție sunt situate în zona de apă-ulei sau la conturul interior al capacității portante de ulei.
Inundații în circuit utilizat în principal în dezvoltarea zăcămintelor de petrol cu dimensiuni arii foarte mari. Inundarea în interiorul conturului nu neagă inundațiile acvifere și, dacă este necesar, inundațiile în interiorul conturului sunt combinate cu inundațiile de apă din contur. Pentru depozitele mari de petrol, inundațiile circumferențiale nu sunt suficient de eficiente, deoarece 3-4 rânduri de puțuri producătoare de petrol situate mai aproape de puțurile de injectare a apei funcționează cel mai eficient cu acesta.Împărțirea zonei portante de ulei în mai multe zone prin inundații de apă intra-contur permite ca întreaga zonă portantă de ulei să fie adusă în același timp la o dezvoltare eficientă. Pentru tăierea completă a zonei purtătoare de ulei, sondele de injecție sunt dispuse în rânduri. Când apa este injectată în ele de-a lungul liniilor de rânduri de puțuri de injecție, se formează o zonă de presiune crescută, care împiedică fluxul de ulei dintr-o zonă în alta. Pe măsură ce injecția continuă, buzunarele de apă formate în jurul fiecărui puț de injecție cresc în dimensiune și se unesc în cele din urmă, formând un singur front de apă, al cărui avans poate fi controlat în același mod ca și în cazul inundațiilor de margine. Pentru a accelera formarea unui singur front de apă de-a lungul liniei, o serie de puțuri de injecție, dezvoltarea puțurilor pentru injecție la rând se realizează „printr-unul”. Între ele, puțurile de alimentare cu apă proiectate sunt puse în funcțiune ca puțuri producătoare de petrol, efectuând retragerea forțată din ele. Pe măsură ce apa injectată apare în puțurile „intermediare”, acestea sunt transferate în injecția de apă.
Fântânile de producție sunt dispuse în rânduri paralele cu rândurile de fântâni de injectare a apei. Distanța dintre rândurile de puțuri producătoare de petrol și între puțurile din rând este aleasă pe baza calculelor hidrodinamice, luând în considerare particularitățile structurii geologice și caracteristicile fizice ale rezervoarelor din zona de dezvoltare dată.
Orez. 3. Diagrama schematică a dezvoltării rezervoarelor utilizând sisteme de blocuri.
Vezi denumirile din fig. 1.
Dezvoltarea fiecărei zone poate fi realizată în funcție de propriul sistem de amplasare a puțurilor de producție cu o atenție maximă la caracteristicile geologice ale zonei.
Un mare avantaj al sistemului descris este capacitatea de a începe dezvoltarea din orice zonă și, în special, de a intra în dezvoltare, în primul rând, a zonelor cu cele mai bune caracteristici geologice și operaționale, cu cea mai mare densitate a rezervelor cu rate de producție ridicate ale sondelor.
În fig. 2 prezintă o schemă pentru dezvoltarea câmpului Romashkinskoye, Republica Socialistă Sovietică Autonomă Tătărească, cu inundații de apă în circuit.
În proiectul inițial de dezvoltare elaborat de VNII, câmpul Romashkinskoye a fost tăiat de rânduri de puțuri de injectare a apei în 23 de zone de dezvoltare independente. Ulterior, zonele individuale au fost tăiate suplimentar în zone mai mici.
Un tip de sistem de inundare a apei în buclă este sistemul de dezvoltare a blocurilor.
Sisteme de blocuri dezvoltările sunt utilizate în câmpuri alungite cu dispunerea de rânduri de puțuri de injecție a apei mai des în direcție transversală. Diferența fundamentală între sistemele de dezvoltare a blocurilor și sistemul de inundații de apă în buclă este că sistemele de blocuri implică respingerea inundațiilor de apă în buclă. În fig. 3 prezintă o diagramă schematică a dezvoltării rezervorului A4 al câmpului petrolier Kulishovskoye (regiunea Kuibyshev). După cum se poate vedea din diagramă, rândurile de puțuri de injecție a apei tăie un singur depozit în zone separate de dezvoltare (blocuri).
Avantajul sistemelor de blocuri este următorul.
1. Refuzul de a localiza puțurile de injectare a apei în zona marginală elimină riscul de forare a puțurilor într-o parte a formațiunii care este puțin explorată în etapa de explorare a câmpului.
2. Manifestarea forțelor naturale ale regiunii hidrodinamice a graniței de formare este mai complet utilizată.
3. Suprafața care trebuie echipată cu instalații de întreținere a presiunii rezervorului este redusă semnificativ.
4. Întreținerea simplificată a sistemului de menținere a presiunii rezervorului (puțuri, grup stații de pompare etc.).
5. O amplasare compactă și apropiată a puțurilor de producție și de injectare a apei permite rezolvarea rapidă a problemelor reglementării dezvoltării prin redistribuirea injecției de apă în rânduri și puțuri și retragerea fluidelor în puțurile de producție de petrol.
Sistemele de blocuri sunt utilizate pe scară largă în domeniile regiunii Kuibyshev și Siberia de Vest.
Sistemele de dezvoltare a blocurilor presupun amplasarea puțurilor de injecție a apei în direcția perpendiculară pe linia de lovire a pliului. În același timp, pentru pliurile anticlinale liniștite, întinse ușor, se recomandă localizarea puțurilor de injectare a apei de-a lungul axei de pliere. În acest caz, este posibil să aveți una în loc de mai multe linii de descărcare.
Inundațiile de apă ale rezervoarelor cu amplasarea puțurilor de injecție a apei în apropierea axei pliului au primit numele inundații axiale.
Toate avantajele sistemelor de dezvoltare a blocurilor sunt, de asemenea, caracteristice inundațiilor axiale.
Inundații în zonă utilizat în dezvoltarea rezervoarelor cu permeabilitate foarte mică.
Cu acest sistem, godeurile de producție și injecție sunt plasate în sistemele corecte cu patru, cinci, șapte și nouă puncte.
În fig. 4 prezintă schemele principale ale inundațiilor de apă. Schemele diferă nu numai în ceea ce privește locația puțurilor, ci și în raportul dintre numărul puțurilor de producție și de injectare.
| Orez. 4. Scheme de bază ale inundațiilor de apă: a - patru puncte; b - cinci puncte; c - șapte puncte; d - nouă puncte; 1 - puțuri de producție; 2 - godeuri de injecție. |
Deci, într-un sistem cu patru puncte (vezi Fig. 4), raportul dintre godeurile de producere a uleiului și cele de injecție este de 2: 1, cu un sistem în cinci puncte - 1: 1, cu un sistem în șapte puncte - 1: 2, cu un sistem în nouă puncte - 1: 3. Astfel, cele mai intense dintre cele luate în considerare sunt sistemele cu șapte și nouă puncte.
Omogenitatea rezervorului și cantitatea de rezerve de petrol pe puț, precum și adâncimea țintei de dezvoltare, au o influență mare asupra eficienței inundațiilor de apă din zona.
În condițiile unui rezervor eterogen, atât în secțiune, cât și în zonă, aparițiile premature ale apei către fântânile producătoare au loc de-a lungul părții mai permeabile a rezervorului, ceea ce reduce foarte mult producția de ulei într-o perioadă anhidră și crește apa-ulei factorul, prin urmare, inundațiile ariei este de dorit pentru dezvoltarea unor rezervoare mai omogene.
Inundații focale- aceasta este o adăugire la sistemul deja implementat de inundații in-situ sau in-loop. Cu acest sistem de inundare a apei, grupurile de puțuri de injecție sunt plasate în zonele rezervorului care rămân în urmă în ceea ce privește intensitatea utilizării rezervelor de petrol. În unele cazuri, cu o structură geologică bine studiată a formațiunii productive, inundațiile focale pot fi utilizate ca sistem independent de dezvoltare a câmpului.
