2.10 Размещение нагнетательных скважин

и расчёты процессов нагнетания

При расчете процессов нагнетания определяют суммарный объем закачки, приемистость отдельных нагнетательных скважин и их число, давление нагне­тания, схему размещения нагнетательных скважин. Сначала обычно устанав­ливают схему размещения скважин.

Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в под­боре такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспе­чивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и рав­номерное вытеснение нефти водой.

Один из основных методов обеспечения эффективной связи между зонами нагнетания и отбора — максимальное приближение линии нагнетания или от­дельных нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Однако такое приближение может привести к нарушению равномерности продвижения контура нефтеносности. В связи с этим в первые годы развития законтурного за­воднения стремились располагать нагнетательные скважины на некотором "удале­нии за внешним контуром нефтеносности. Исследования процесса перемещения контура на электромоделях в однородных пластах давали основание размещать нагнетательные скважины на расстоянии от внешнего контура нефтеносности, равном не менее половины расстояния между соседними нагнетательными сква­жинами.

Однако со временем, когда выявилась значительная неоднородность реаль­ных продуктивных пластов, перешли к размещению нагнетательных скважин (при законтурном заводнении) непосредственно вблизи за внешним контуром нефтеносности. В настоящее время, как правило, для большинства случаев можно рекомендовать именно такое размещение. Лишь в некоторых случаях (например, при небольшой залежи в монолитном пласте с очень высокой прони­цаемостью), когда для обеспечения нужных темпов разработки достаточно не­скольких нагнетательных скважин, их целесообразно несколько удалить от кон­тура с целью более равномерного воздействия закачки на все участки залежи. Напротив, в случае широких водонефтяных зон, простирающихся на несколько километров, на месторожденях Западной Сибири наряду с нагнетательными скважинами, расположенными по пери­метру внешнего контура нефтеносности, целесообразно провести еще ряд нагне­тательных скважин вдоль внутреннего контура нефтеносности и «отрезать» тем самым чисто нефтяную часть залежи от водонефтяной части.

При внутриконтурном заводнении с разрезанием залежи на отдельные са­мостоятельно разрабатываемые участки (блоки, площади) целесообразно выби­рать расположение нагнетательных скважин в соответствии с соображениями, изложенными выше.

При площадном заводнении выбор разновидности этой системы уже пре­допределяет размещение нагнетательных скважин основного фонда.

Схему размещения дополнительных нагнетательных скважин из резервного фонда следует определять во всех случаях в соответствии с конкретными усло­виями, выявленными в процессе разработки.

При использовании избирательной системы заводнения нагнетательные скважины следует размещать преимущественно в высокопроницаемых зонах. Однако следует учитывать, что эти рекомендации базируются в основном на исследованиях и опыте применения избирательного заводнения для залежей маловязких нефтей (μ₀ ≤ 5). Для залежей с более вязкими нефтями (μ₀ ≥ 10) целесообразнее как с точки зрения достижения более высокой конечной нефте­отдачи, так и с точки зрения сокращения сроков разработки нагнетать воду в зоны пониженной проницаемости.

Определение числа нагнетательных скважин и их приёмистости. Средняя приемистость нагнетательной скважины рассчитывается по формуле:

(2.6)

где k_B — фазовая проницаемость для воды в прискважинной зоне нагнетательной скважины, мкм² (обычно k_B= 0,5—0,6k, где k — абсолютная проницаемость);

h — толщина пласта, см;

р_ЗН, р_Н — соответственно давление на забое нагне­тательной скважины и среднее давление на линии нагнетания, МПа;

μ_В — вязкость нагнетаемой воды, мПа·с;

ξ — коэффициент, учитывающий загрязне­ние прискважинной зоны нагнетательной скважины (определяется по данным опыт­ной закачки, а при составлении предварительной технологической схемы или схемы опытной эксплуатации, когда данных по опытной закачке может еще не быть, — по аналогии с другими месторождениями);

r_с — приведенный радиус нагнетательных скважин.

(2.7)

где Н — средняя глубина скважины, м;

р_нас — давление на выкиде насосов, МПа;

P_тр — потери давления на трение в водоводах и в стволе скважины, МПа.

Соотношение (2.9) нельзя использовать непосредственно для определе­ния приемистости, так как в него входит неизвестная величина σ_н.

Учитывая, что:

(2.8; 2.9)

где L — длина рассматриваемого участка линии нагнетания;

п — число нагне­тательных скважин на выбранном участке;

Q_H— суммарное количество закачан­ной воды на том же участке.

После несложных преобразований получим

(2.10)

Уравнение (2.10) легко решить последовательным приближением. Задавшись интуитивно величиной п₁ и подставив ее в правую часть (2.9), находят первое значение п₁, подставив которое вторично в правую часть находят второе значе­ние n₂ и т. д. Установив число скважин на том или ином участке, легко опре­делить среднюю приемистость каждой из них по формуле (2.7). Однако не­обходимо отметить, что в уравнения (2.6) и (2.10) входит давление на за­боях нагнетательных скважин, которое обусловливается давлением на выкиде насосов, используемых для заводнения. Можно применить насосы различных типов и в зависимости от этого иметь различное давление на забое нагнетатель­ных скважин. Как видно из уравнения (2.10), чем выше давление на забое нагнетательных скважин, тем меньше при прочих равных условиях необходимое число нагнетательных скважин и, следовательно, меньше капитальные затраты на процесс заводнения. Однако, с другой стороны, для повышения давления каждой единицы объема закачиваемой воды необходимо затратить определенное количество энергии, и, следовательно, с уменьшением числа нагнетательных сква­жин повышаются текущие расходы на заводнение. Очевидно, имеется какое - то вполне определенное число скважин и определенное давление на выкиде на­сосов, которые обеспечивают получение минимальных общих затрат на завод­нение. Отсюда ясно, что правильный выбор давления нагнетания имеет большое значение.

А. П. Крыловым предложена простая приближенная формула для опре­деления наивыгоднейшего давления нагнетания:

(2.11)

где С_с — стоимость одной нагнетательной скважины, руб.;

η — коэффициент полезного действия насосной установки;

t — средняя продолжительность работы каждой нагнетательной скважины, ч;

ω — количество энергии, необходимой для сжатия 1 м³ воды на 1 МПа, (Дж/м³)/МПа;

С_Э — стоимость 1 Дж энергии.

Оценка степени гидродинамического взаимодействия между скважинами. С целью изучения процесса выработки запасов нефти по от­дельным скважинам и обоснования мероприятий по интенсифика­ции и регулированию разработки залежи необходимо рассмотреть зоны дренирования отдельных скважин, а затем оценить направле­ния опережающего вытеснения нефти нагнетаемой водой для уста­новления рядов и зон стягивания нефти, слабо выработанных уча­стков с преждевременным прорывом закачиваемой воды. При оценке опережающего направления вытеснения нефти учитываются сроки начала нагнетания воды в скважины, степень реагирования конкретных добывающих скважин на ввод данных нагнетательных скважин. Качественная оценка влияния определяет­ся по срокам начала и темпам обводнения продукции скважины за­качиваемой водой, росту дебитов жидкости и забойному давлению.

Также учитываются коллекторские свойства перфорированных прослоев в продуктивном разрезе как нагнетательных, так и добы­вающих скважин.

Таким образом, устанавливается степень гидродинамической связи между конкретными нагнетательными и добывающими сква­жинами продуктивной площади. Сопоставление гидродинамической связи проводится в раз­личных направлениях, как вдоль рядов добывающих скважин, так и перпендикулярно их расположению. При этом учитываются перио­ды эксплуатации и простоев добывающих и нагнетательных сква­жин, способы эксплуатации, дебиты жидкости, отборы нефти, воды и жидкости по каждой скважине.

На основе всестороннего анализа, проводимого по описанной методике, на изучаемом участке устанавливается возможное рас­положение целиков нефти, оцениваются их балансовые запасы и обосновываются конкретные ГТМ по добывающим скважинам.