Сетка размещения скважин

Сетка скважин — характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5%, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30ч60)· 104 м2/скв.

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Стадия — это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

Первая стадия — освоение эксплуатационного объекта — характеризуется:

• · интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 0,8 от максимального;
• · резким снижением пластового давления;
• · небольшой обводненностью продукции nв
• · достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия — поддержание высокого уровня добычи нефти — характеризуется:

• · более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
• · нарастанием обводненности продукции nв
• · отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;
• · текущим коэффициентом нефтеотдачи ?, составляющим к концу стадии 30 50%,

Третья стадия — значительное снижение добычи нефти — характеризуется:

• · снижением добычи нефти
• · темпом отбора нефти на конец стадии 1 2,5%;
• · уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;
• · прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 85% при среднем росте обводненности 7 8% в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
• · повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 60% для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа· с и до 20 30% для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
• · - суммарным отбором жидкости 0,5 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача — замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 10 и более лет. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 90% извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия — завершающая — характеризуется: — малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн.

• · большими темпами отбора жидкости Тдж высокой медленно возрастающей обводненностью продукции
• · более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения
• · отбором за период стадии 10 20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.