Видео:Способы эксплуатации нефтяных скважинСкачать
Добыча нефти и газа
Видео:Общие понятия о скважине и ее строительствеСкачать
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Видео:Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Наземное оборудование газовых скважинСкачать
Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвол ьной формы.
Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:
1) равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис.5.2); 2) батарейное (рис. 5.3); 3) линейное по “цепочке” (рис. 5.4); 4) в сводовой части залежи (рис. 5.5); 5) неравномерное (рис. 5.6).
В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников 9рис.5.2б) или углах квадратов (рис.5.2а). Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования, т.е.
,
где qi дебит i ой скважины; aWi газонасыщенный объем дренирования i ой скважины.
Таким образом, при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления р/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.
Недостаток равномерной системы расположения скважин увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.
Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых (рис. 5.3) или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.
При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.
Линейное расположение скважин по площади газоносности (рис.5.4) обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.
Размещение скважин в сводовой части залежи (рис.5.5) может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.
На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности (рис.5.6). Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.
При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи. 
Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.
Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей .протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач.
Наблюдательные скважины (примерно 10% эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушение в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.
При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.
При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, эксплуатационные в повышенной, купольной.
При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим .агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.
Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин.
Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 1200м, а между добывающими 400 800м.
Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.
Твердотопливные котлы в Украине котлы в Украине
Полное описание первых признаков и выраженных симптомов при гепатите В здесь
Видео:Тема 9. Системы разработки месторождений нефти и газа .Скачать
Размещение скважин по площади газоносности
При равномерном размещении скважин удельные площади дренирования скважин в однородных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин, в неоднородных коллекторах соблюдается постоянство отношения дебита скважин к запасам газа в удельном объеме дренирования. При равномерном размещении происходит лучшее изучение геологических условий, меньшая интерференция скважин, более полное извлечение газа и конденсата.
 |
| Рисунок 3.2 — Равномерное размещения скважин а- квадратная сетка; б- треугольная сетка. |
 |  |
| Рисунок 3.3 — Батарейное размещение скважин | Рисунок 3.4 — Размещение скважин в виде кустов |
 |
| Рисунок 3.5 — Расположение скважин в виде цепочки |
Осевое расположение скважин применяют в удлиненных структурах (полосообразных залежах)
 |
| Рисунок 3.6 — Размещение скважин в сводовой части залежей |
 |
| Рисунок 3.7- Неравномерное размещение скважин |
При неравномерном размещении темпы изменения средневзвешенного по пласту давления Р различны и возможно образование депрессионных воронок давления в различных частях залежи. Преимущества неравномерного размещения — уменьшение капвложений в строительство скважин, сроков строительства, протяженности дорог, газосборных коллекторов, линий электропередач.
Размещение скважин по структуре газоносности
 |
| Рисунок 3.8 — Схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин на структуре и площади газоносности. Батареи скважин: а — линейные; б — кольцевые; 1 — нагнетательные; 2 — добывающие; 3 — наблюдательные. |
Нагнетательные скважины следует располагать в верхней части пласта, добывающие — на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшую плотность и вязкость, чем сырой газ. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают равным 800—1200 м, а между добывающими – 400- 800 м. Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.
Видео:Проекты разработки месторождений ч.10 (4-10) / Field development projects part 10 (4-10)Скачать
Система размещения и плотность сеток скважин
Для вертикальных скважин рекомендуются следующие системы (схемы) размещения:
Для горизонтальных скважин-
— продольно-кустовое и кустовое.
Предлагается также смешанное размещение для вертикальных и горизонтальных скважин.
Равномерное размещении газовых скважин может быть только в том случае, если газоносный пласт имеет постоянную толщину по всей площади (в природе такой идеальный вариант практически трудно встретить) и постоянные емкостные и фильтрационные параметры.
Целесообразнее расположить скважины в центральной (сводовой) части залежи. Но со временем такое групповое расположение создает неблагоприятные условия эксплуатации для центральных скважин из-за образования депрессионной воронки, а для отдаленных участков залежи значительных сопротивлений, связанных с расстоянием от контура питания до этих скважин.
Неравномерность распределения давления будет существенно зависеть как от дебитов каждой скважины, так и от отбора из залежи.
Влияние формы сетки размещения газовых скважин было проанализировано Б.Б. Лапуком.
С точки зрения снижения сопротивления (т.е. потерь давления), по его мнению, целесообразнее располагать скважину так, чтобы стороны дренирования были равноудалены от скважины, т.е. предпочтение отдается кругу, квадрату, шестиугольнику, но не прямоугольнику с сильно отличающимися сторонами.
Влияние расстояния между вертикальными скважинами (плотность сеток) на их производительность в первом приближении может быть сведено к оценке доли геометрии зоны дренирования в общем фильтрационном сопротивлении.
Выбор расстояния между скважинами на ранней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений изучался путем увеличения числаскважин на кольцевой батарее и изменения при этом добычи нефти (газа) как по каждой скважине, так и по батарее в целом.
Согласно Б.Б. Лапуку, между числом скважин и продолжительностью разработки газовой залежи имеется определенная закономерность, и она очень близка к гиперболической зависимости.
При равномерном размещении скважин удельная площадь, приходящаяся на одну скважину, будет определяться формулой
 | (4) |
где F — общая площадь газоносности; n – число скважин.
При неравномерном размещении скважин газоносная площадь может быть разделена на несколько участков с различным числом скважин и, следовательно, с различными удельными площадями. Величину Fi можно выразить через площадь круга, т.е
 , откуда Rп = (F/π) 0.5 | (5) |
где Rп — радиус контура питания скважины (внешней границы дренируемой зоны).
Естественно, что для горизонтальной скважины новая конструкция ствола создала новую геометрию дренирования. Принятая для вертикальных скважин форма сетки расположения не вписывается в зону, дренируемую горизонтальной скважиной. Поэтому форма сетки размещения горизонтальных скважин в большинстве исследований принята в виде полосообразного (вместо кустового для вертикальных стволов) пласта с постоянными фильтрационно — емкостными свойствами (ФЕС).
Форма зоны дренирования существенно зависит от совершенства горизонтальной скважины по вскрытию полосообразного пласта. Для снижения величин фильтрационного сопротивления необходимо, чтобы горизонтальный ствол полностью вскрывал полосообразную залежь.
Форма сетки и тип скважин (вертикальный или горизонтальный) выбираются, исходя из положения газоводяного (при наличии оторочки газонефтяного) контакта, толщины пласта (пропластков), последовательности их залегания при значительных различиях проницаемостей, удельных запасов, а также непроницаемых слоев между пластами.
На направление горизонтального ствола и на тип скважины сильно влияют направление и густота трещин в трещиноватых коллекторах.
По мнению С.Н. Закирова (1998 г) в теории и практике разработки газовых месторождений широкое распространение получили следующие системы размещения скважин:
— равномерное по квадратной или треугольной сетке;
— в виде кольцевых батарей или цепочек скважин; в центральной (сводовой) части залежи;
— неравномерное размещение скважин на площади газоносности
С точки зрения теории проектирования разработки под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется депрессионной воронки, т.е. пластовые давления вдали от каждой скважины примерно одинаковы и близки к среднему рпл на соответствующий момент.
Тогда динамика дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего рпл по залежи в целом. Геометрически равномерной сетке удовлетворяет условие достаточной однородности пласта по коллекторским свойствам.
В случае существенной неоднородности пласта под равномерной сеткой размещения можно понимать такую, при которой выполняется соотношение
 | (6) |
где qi – дебит i-й скважины; aWi – газонасыщенный объем дренирования i-й скважины. При переменных во времени дебитах в (6) подставляются значения соответствующих добытых количеств газа по каждой скважине.
Размещение разведочных скважин может значительно влиять на систему размещения добывающих скважин (РДС). Поэтому на практике наиболее распространена схема неравномерного размещения скважин.
На сетку РДС влияют поверхностные условия.
Таким образом, равномерное размещение скважин (РРС) рекомендуется при разработке в условиях газового режима и значительной однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам.
В этих условиях пластовые давления в каждый момент изменяются от точке к точке пласта незначительно и близки к среднему рпл. Дебиты скважин, при прочих равных условиях, определяются рпл.
Поэтому дебиты скважин при РРС больше, чем при других сетках. Это означает что и необходимое число скважин оказывается минимальным.
При РРС давления на устьях скважин близки между собой и падают медленнее, чем при других схемах. Следовательно, отодвигаются сроки ввода КС, установок искусственного холода. Вместе с тем при РРС увеличивается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.
Размещение скважин в виде кольцевых батарей (РСКБ) или цепочек используется при проектировании систем разработки с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа или воды.
При РСЦ и РСКБ быстрее падают забойные и устьевые давления и дебиты скважин, раньше требуется ввод дополнительных скважин.
Газосборные системы и промысловые коммуникации отличаются компактностью.
Обосновывается и подтверждается расчетами целесообразность размещение добывающих скважин в наиболее продуктивных зонах, в частности, в центральной купольной части (РСЦЗ) месторождения.
Основные доводы в пользу этой системы расположения скважин следующие.
Продлевается период безводной эксплуатации скважин (особенно в «сухом поле», где отсутствует контурная вода и лучшие коллекторские свойства пласта). Однако конечное число скважин, время ввода и потребная мощность ДКС зависят от «глубины» сформировавшейся общей депрессионной воронки.
Если коллекторские свойства пласта улучшаются к своду структуры, то, например, при РСЦЗ необходимое число скважин может получиться меньше по сравнению с другими вариантами.
При водонапорном режиме(ВР) предпочтение нельзя сразу отдать ни одной из рассматриваемых систем размещения скважин.
При ВР имеет значение не только система размещения скважин на площади газоносности, но и характер их размещения на структуре и особенности вскрытия продуктивных отложений.
Преимущества РРС перед РСЦЗ – в результате более высоких рпл в первом случае дебиты скважин могут оказаться большими (на момент равенства отобранных количеств газа, необходимое число скважин-меньшим, увеличивается срок бескомпрессорной эксплуатации).
Система РРС при ВР (как и при газовом) может оказаться предпочтительной при резкой литологической изменчивости продуктивных отложений. Эта система способствует приобщению к дренированию выклинивающихся пластов и пропластков, увеличению конечного коэффициента газоотдачи (КГО).
При любой системе размещения скважин по площади газоносности следует стремиться к приобщению всего продуктивного разреза к разработке. Это предотвратит преждевременное обводнение и выбытие некоторых скважин из эксплуатации, будет способствовать получению наибольшего коэффициента газоотдачи, а также повышению дебитов скважин и замедлению темпов падения их во времени.
Только учет всей наличной информации, исследование различных вариантов размещения скважин обеспечат обоснованный выбор оптимальной системы разработки.
Все сказанное для газового месторождения применимо для газоконденсатного при разработке его в режиме истощения.
Однако, варианты размещения скважин, приводящие к образованию глубокой общей депрессионной воронки, с точки зрения конденсатоотдачи, менее эффективны. Добыча конденсата снижается во времени интенсивнее по сравнению с равномерным снижением рпл по всей продуктивной площади (С.Н. Закиров, 1983).
Для разработки газоконденсатных скважин с ППД обратной закачкой сухого газа в пласт (сайклинг-процесс) имеются определенные рекомендации.
Так, М. Маскет считает, что цепочки или батареи добывающих и нагнетательных скважин следует располагать на возможно больших расстояниях друг от друга для достижения наибольшего коэффициента охвата процессом вытеснения по площади.
Наилучшие результаты достигаются при размещении скважин вблизи границ пласта. Однако при этом не учитывается предстоящий период разработки на истощение, при котором эти скважины быстро обводнятся. Кроме того, увеличение расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами приводит к значительным потерям давления в пласте, а значит к ретроградным потерям конденсата.
Эти недостатки в значительной мере устраняются, если добывающие и нагнетательные скважины располагать по пятиточечной или семиточечной схемам (как при заводнениинефтянных месторождений).
Некоторые исследователи предлагают размещать нагнетательные скважины на своде, а добывающие – на периферии структуры. При этом за счет разности плотностей сухого и жирного газов можно достичь увеличение коэффициента охвата.
Однако расположение добывающих скважин на периферии вследствие неравномерности дренирования по толщине и неоднородности пласта по коллекторским свойствам может привести их к преждевременному обводнению.
Расположение же нагнетательных скважин (НС) на периферии создает «барьер» давления, который препятствует поступлению воды в залежь.
При ППД закачкой воды в пласт можно рассматривать различные варианты размещения НС, так же, как при разработке нефтяных месторождений. Возможно ППД законтурным заводнением и различными разновидностями внутриконтурного заводнения.
🌟 Видео
Естественные режимы работы пластов (залежь). Их эффективность по конечному нефтеизвлечению (КИН)Скачать
Гидродинамические исследования скважинСкачать
Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Лекция-02Скачать
Наземное ОБОРУДОВАНИЕ газовой и газоконденсатной СКВАЖИНЫ | ФОНТАННАЯ АРМАТУРАСкачать
Элементы залежи нефти и газаСкачать
Основы профилей нефтяных и газовых скважин / Основы ННБСкачать
Полный цикл строительства скважин Часть 1Скачать
Порядок построения траектории скважины / Основы ННБСкачать
Современные высокотехнологичные скважины "Газпром нефти"Скачать
Эксплуатация скважин штанговыми насосными установкамиСкачать
технология бурения нефтяный и газовых скважинСкачать
Технологическая оснастка обсадных колонн. Заканчивание нефтяных и газовых скважин.Скачать
Причины обводнения продукции скважины их идентификация и технологии ликвидации. Изоляционные работы.Скачать
Обзорное видео по проведению геофизических исследований скважин. Основные понятия и оборудованиеСкачать
Комплекс работ по исследованию скважин и обслуживанию фонтанных арматур - 2 часть.Скачать
