Система ппд при которой нагнетательные скважины располагают в водонефтяной части пласта внутри

Обновлено: 07.07.2024

Нефть, Газ и Энергетика

Система ППД должна обеспечивать:

- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;

- подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;

- проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом;

- герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;

- возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.1)

- систему нагнетательных скважин;

- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);

- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

Заводнение пластов

Иногда встречался естественный водонапорный режим.

Отбор остаточных запасов производился с помощью вторичных методов добычи нефти - закачки воздуха и горячей газо-воздушной смеси, вакуум-процесса и др.

С конца 1940 х гг. начался новый этап в развитии технологии нефтедобычи - интенсивное внедрение заводнения (Waterflooding) на зрелых месторождениях (вторичный метод добычи нефти ), так и на вводимых в разработку месторождениях (первичный метод).

Внедрение методов заводнения шло постепенно.

Из практики разработки нефтяных месторождений Апшеронского полуострова было известно, что появление воды в скважине - явление нежелательное и всегда сопровождающееся уменьшением дебитов нефти, осложнениями нормальной эксплуатации скважин вследствие образования песчаной пробки, отложением в трубах различных минеральных солей, необходимости подъема на поверхность больших объемов воды и т. д.

В США, например, предпочитали использовать нагнетание воды лишь в качестве вторичного метода разработки.

Исследования по научному обоснованию методов поддержания пластового давления (ППД) оказались востребованными в связи с проектированием разработки Туймазинского нефтяного месторождения в Башкирии (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция).

Успешное осуществление в крупных промышленных масштабах законтурного заводнения на этом месторождении способствовало внедрению метода водного воздействия и в других нефтегазоносных районах страны.

Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой заводнение стало высокопотенциальным и основным способом воздействия на пласты при разработке нефтяных месторождений.

Заводнение - это интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти.

С его помощью в СССР в начале 1980 х гг. было добыто свыше 90 % нефти.

Заводнение - процесс введения в нефтяной пласт воды с добавками или без таковых через скважины, называемые нагнетательными, для вытеснения коллекторных флюидов в сторону скважины и для ППД при разработке залежей на определенном уровне с целью продления фонтанного периода эксплуатации скважин, улучшения нефтеотдачи и повышения суммарной добычи нефти.

Процесс заводнения может быть искусственным и естественным.
Наибольшее промышленное применение нашло искусственное заводнение, при котором вода закачивается с земной поверхности.
В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.
На многих месторождениях применяют сочетание этих разновидностей.

применяют на месторождениях небольшой площади;
скважины располагают за контуром зоны нефтеносности.

применяют в случаях низкой проницаемости горных пород;
скважины размещают на границе зоны нефтеносности.

применяют на месторождениях большой площади;
скважины размещаются внутри контура зоны нефтеносности в определенном порядке.

Пробное (пилотное) заводнение - заводнение в пилотном масштабе для оценки технологии работ и прогноза эффективности заводнения.

Системы поддержания пластового давления: нынешнее состояние и перспективы развития

В настоящее время в нефтяной промышленности для повышения нефтеотдачи пластов используются мероприятия по поддержанию пластового давления (ППД).

В настоящее время в нефтяной промышленности для повышения нефтеотдачи пластов используются мероприятия по поддержанию пластового давления (ППД). В мировой практике наиболее широкое распространение получил метод, основанный на закачивании в пласт воды через нагнетательные скважины, расположенные с нефтяными в определенном порядке. Многочисленные долговременные экспериментальные исследования показывают, что наилучшей средой для закачивания в нефтяные пласты является подземная минерализованная вода. При этом достигается не только основная задача - поддержание пластового давления, - но и повышается нефтеотдача (на 5…10 % по сравнению с закачиванием в пласт пресной воды).

Основные преимущества использования подземных вод, в отличие от пресных поверхностных, в качестве среды для закачивания в нефтяные пласты, следующие:

- лучшие нефтевымывающие свойства подземных вод; причем, чем выше температура и минерализация закачиваемой подземной воды, тем выше коэффициент вытеснения нефти;

- отсутствие разбухания глинистых частиц пласта, т. е. сохранение проницаемости пласта. При закачивании же пресных поверхностных вод за счет разбухания глинистых частиц проницаемость пласта уменьшается в несколько раз;

- использование минерализованных вод позволяет экономить пресную воду озер, рек, грунтовые пресные воды. Задачи охраны окружающей среды также диктуют необходимость применения подземных вод.

Вместе с тем, обобщение накопленного мирового опыта использования подземных вод при закачивании их в нефтяные пласты выявляет следующие основные проблемы:

1. Наличие в подземных водах растворенного газа (в т.ч., кислорода) нередко приводит к кавитационным срывам насосов, которые закачивают воду в пласт. Наличие газа способствует ускоренному процессу кавитационной эрозии элементов проточной части насосов.

2. Наличие в подземных водах кислорода способствует поддержанию жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий. Вследствие этого в состав подземных вод входит значительное количество сероводорода, наличие которого отрицательно сказывается на показателях надежности насосного оборудования (приводит к интенсивному коррозионному износу элементов проточной части).

3. В некоторых районах подземные воды залегают в пластах рыхлых песков. Как следствие, при подъеме на поверхность песок, содержащийся в перекачиваемой воде, попадая в проточную часть насосного оборудования, способствует ускоренному механическому изнашиванию последней.

Указанные проблемы значительно усложняют использование подземных вод в качестве среды для закачивания в нефтяные пласты.

Кроме показателей надежности, важным показателем качества работы любой станции ППД является также энергетическая эффективность используемого оборудования, которая определяется режимами работы наиболее энергоемких устройств станции, в данном случае - скважинных насосов для подъема жидкости из пластов и насосов для закачивания жидкости в пласты.
На территории СНГ наиболее широкое распространение в качестве насосов для закачивания жидкости в пласты получили насосы типа ЦНС 180 с подачей 180 м 3 /ч. В начале 90-х годов взамен им были спроектированы и созданы насосы ЦНС 63 и ЦНС 90. Это было вызвано уменьшением необходимого количества жидкости для закачивания в нефтяные пласты. Однако, в силу различных обстоятельств, до настоящего времени подавляющее большинство станций ППД на территории СНГ оснащено насосами типа ЦНС 180. При этом необходимое количество жидкости, которое должно быть подано в нефтяные пласты, как правило, не превышает 30…100 м 3 /ч. Работа такого мощного оборудования, как насосы ЦНС 180, на нерасчетных режимах приводит к значительным энергетическим потерям. Проведенные расчеты показывают, что окупаемость замены насосов ЦНС 180 на насосы с меньшей производительностью может составить от 52 дней до 10 месяцев.

Глава 7 поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пластов

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи проводят нагнетание рабочего агента в пласт для создания напорного режима, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.

В большинстве случаев (для месторождений РФ более 80 %) используется система поддержания пластового давления (ПДД) путем закачки воды.

Закачка газа, хотя и менее эффективна ввиду уменьшения коэффициентов охвата и нефтеотдачи, находит свое применение. Этому способствуют значительная газовая шапка, отсутствие напора контурных вод, наличие в коллекторе большого содержания набухающих глин.

В общем случае имеются следующие методы воздействия на нефтяные пласты: законтурное и внутриконтурное заводнения, нагнетание газа в повышенную часть залежи, вторичные методы добычи нефти, новые методы вытеснения нефти из залежи (повышение нефтеотдачи)

Законтурное заводнение - технологический процесс ППД, при котором воду нагнетают в пласты через нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности (рис. 7.1, а). Эксплуатационные скважины находятся внутри контура нефтеносности.

Приконтурное заводнение - процесс, при котором нагне-

Рис. 7.1. Схема заводнения месторождения:

I - нагнетательные скважины; II - контрольные скважины; III - эксплуатационные скважины

тательные скважины располагают в водонефтяной части пласта внутри внешнего контура нефтеносности. Это заводнение применяется вместо законтурного при плохой гидродинамической связи нефтеносной и водонасыщенной частей пласта. Возможно использование одновременно законтурного и прикон-турного заводнения при большой площади водоплавающей части залежи.

В указанных системах ППД заводнение действует на 2-3 ближайших ряда эксплуатационных скважин.

Для интенсификации добычи и увеличения охвата залежи воздействием применяется внутриконтурное заводнение (рис. 7.1, •), основой которого является разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на несколько отдельных площадей. Крупные месторождения разрабатываются при комбинации законтурного и внутриконтурного заводнения. Вариантами по расположению скважин являются очаговое, внутриконтурное кольцевое (рис. 7.1, в), осевое (рис. 7.1, „) заводнения.

При определении количества воды для закачки необходимо исходить из количества отобранной из залежи жидкости. Для системы ППД необходимо закачивать воды не менее объема отбора жидкости, а с учетом негерметичности площади контура нефтеносности - с коэффициентом 1,1-1,5.

Давление нагнетания зависит от приемистости нагнетательных скважин и в основном поддерживается таким образом, чтобы пластовое давление на забое эксплуатационных скважин оставалось на уровне начального.

Технологическая схема процесса нагнетания газа в нефтяную залежь с целью увеличения нефтеотдачи в принципе аналогична схеме при заводнении залежи. Рабочий агент (газ, воздух) нагнетается через ряд инжекционных скважин и оттесняет остаточную нефть к окружающим эксплуатационным скважинам. Для наиболее равномерного воздействия на залежь следует применять правильные геометрические сетки размещения скважин - треугольные или квадратные. Отдельные поля инжекции могут быть составлены соответственно системами из семи или десяти скважин при расположении инжекционных скважин в центре этих систем. При этом общее соотношение инжекционных и эксплуатационных скважин составляет соответственно 1:2 и 1:3. Такие интенсивные системы на практике используются редко. Обычно применяют более умеренные соотношения от 1:4 до 1:10.

Разница в вязкостях нагнетаемого рабочего агента и нефти в пластовых условиях может быть весьма значительна. При этом возможны прорывы газа через нефтенасыщенные части залежи к эксплуатационным скважинам даже малой газонасы-щенности породы. При большой мощности залежи наблюдается преимущественное движение газа по верхним частям залежи, а с учетом неоднородности строения залежи это ведет к прорывам газа и к обходному его движению без вытеснения нефти. При этом удельные расходы рабочего агента могут быть больше, чем при заводнении.

Для существующей сетки скважин вся площадь условно разбивается на ряд полей инжекции с учетом предполагаемого количества инжекционных скважин по соотношению между количествами инжекционных и эксплуатационных скважин. Это соотношение принимается в зависимости от расстояния между скважинами, проницаемости и степени однородности строения залежи. При большей проницаемости и более однородном строении принимается большее количество эксплуатационных скважин на одну инжекционную и наоборот.

В центре каждого намеченного поля инжекции инжекцион-ные скважины следует располагать равномерно по площади. Выбор этих скважин следует рассматривать как ряд действующих скважин в пределах каждого поля инжекции. К этим скважинам предъявляются требования:

вскрытие скважиной только данного эксплуатационного объекта при надежной изоляции всех вышезалегающих пористых коллекторов;

герметичность крепления скважины (колонна, цементное кольцо);

отсутствие чрезмерной засоренности призабойной зоны скважины.

Из рассматриваемых скважин следует выбрать менее продуктивные. Малая продуктивность скважин возникает из-за малой проницаемости вскрытой части залежи, поэтому вытеснение остаточной нефти отсюда в соседние, более дренированные части залежи может протекать с большей эффективностью, чем в обратном направлении. При невозможности выбрать инжекционные скважины среди старых эксплуатационных следует бурить новые скважины специально в качестве инжекционных.

Нагнетание газа лучше производить через колонну НКТ малого диаметра (60-89 мм) с пакером близ кровли эксплуатационного объекта. Это уменьшает вероятность утечек рабочего агента и дает лучшую сохранность обсадных труб, особенно в старых скважинах.

Старые эксплуатационные скважины в процессе их подготовки должны быть тщательно промыты и очищены от возможной песчано-глинистой пробки, грязи, парафинистых осадков и пр. С этой же целью рекомендуется до максимума увеличить количество отверстий в забойном фильтре или торпедировать призабойную зону.

Нагнетание в залежь естественного газа компенсирует потери газовой энергии за предшествующий период эксплуатации залежи.

Целесообразно осуществление сбора всего добытого газа на поверхности, его отбензинивания и нагнетания в залежь сухого газа, который бы там вновь обогащался продуктами испарения пластовой нефти. Применение естественного газа в качестве рабочего агента часто вызывает трудности, связанные обычно с его недостаточным количеством на промыслах. В ряде случаев естественный газ можно заменить воздухом, который из-за низкой растворимости в нефти оказывает более эффективное выталкивающее действие на нее, чем сухой газ. Однако использование воздуха может привести к отрицательным последствиям:

1. Длительное соприкосновение нефти с воздухом вызывает окисление нефти, возрастание ее удельного веса и вязкости, а также приводит к образованию смол в пласте, которые закупоривают отдельные поровые каналы залежи.

2. Смешение воздуха с пластовым газом ведет к уменьшению его калорийности и ухудшению условий переработки газа.

3. Если из-за трудностей переработки газа (при сильном загрязнении его воздухом) газовую продукцию скважин выпускать в атмосферу, то вместе с воздухом будут теряться ценнейшие бензиновые фракции.

4. Улавливание газовой продукции для ее сжатия, отбензи-нивания и последующего нагнетания в залежь часто сопряжено с опасностью получения взрывчатых смесей. Так, при содержании в воздухе (при атмосферных условиях) от 5 до 15 % (по объему) метана образуется гремучая (взрывчатая) смесь, очень опасная в обращении. Изменение температуры меняет пределы взрывчатости смеси воздуха с углеводородами. По опытным данным при росте температуры нижний предел взрывчатости смеси понижается, а верхний повышается, т.е. пределы взрывчатости раздвигаются. Все это требует очень осторожного обращения со смесью воздух - газ и, главным образом, систематического наблюдения за составом отбираемой из скважины смеси.

5. Взаимодействие воздуха с пластовой водой приводит к выпадению некоторых солей (особенно железистых) в виде осадка в пласте.

6. Воздействие кислорода нагнетаемого воздуха на металлические части оборудования (особенно при наличии соленой воды и сероводорода) вызывает усиленную коррозию оборудования, а также приводит к преждевременному выводу его из строя и скоплению продуктов коррозии на забое.

7. Наличие воздуха в продукции эксплуатационных скважин способствует образованию более стойких эмульсий.

Указанные нежелательные последствия применения воздуха в качестве рабочего агента не всегда проявляют себя. В общем случае использование воздуха следует ограничивать только случаями, когда возможности применения другого рабочего агента, в частности естественного газа, совершенно исключены.

В качестве альтернативы предлагалось использовать выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания или промышленные дымовые газы в виде самостоятельного рабочего агента или в смеси с воздухом. Однако в случаях применения продуктов сгорания требуется сооружение специальных установок, что приводит к общему усложнению и удорожанию процесса. Подобные установки промышленного применения использовались на промыслах Западной Украины. Там же проверялись и совершенствовались установки по получению нового инертного рабочего агента - парогаза (смесь пара с продуктами горения), опытные испытания которого дали положительный эффект.

Поглотительная способность инжекционных скважин и давление нагнетания зависят от многих факторов и, прежде всего, от проницаемости призабойной зоны скважин. Однако в отличие от метода заводнения зависимость между этими параметрами для метода нагнетания газа пока не определена. Поэтому в каждом отдельном случае необходимы промысловые испытания в инжекционных скважинах с помощью передвижных компрессоров.

В практике применения метода отмечалась поглотительная способность скважин в разных условиях от 130 до 60 000 м 3 /сут на 0,1 МПа давления при изменении давления нагнетания от 0,1 до 10,8 МПа. При этом суточное нагнетание газа на одну скважину колебалось от 2,5 до 140 тыс. м 3 . Иногда считают достаточным нагнетание таких количеств газа, чтобы давление нагнетания превышало пластовое не более чем на 20-25 %. Другим расчетным показателем иногда считается нагнетание 100-150 м 3 газа в сутки на 1 м вскрытой толщины залежи. При нагнетании больших количеств газа возрастает вероятность его прорывов, а в рыхлых песках, кроме того, возникает опасность пробкообразования в эксплуатационных скважинах. Поэтому в начале процесса рекомендуется нагнетать минимальные количества газа с последующей его корректировкой.

Со временем, по мере дренирования залежи, расход рабочего агента на скважину обычно возрастает. Источник непроизводительной траты энергии можно обнаружить, если увеличение расхода рабочего агента наблюдается только в отдельных направлениях или плоскостях отдельных прослоев залежи. В этих случаях рабочий агент по трещинам и наиболее дренированным и сильно проницаемым прослойкам проходит к эксплуатационным скважинам без совершения полезной работы.

Часто прорыв газа обнаруживается в начальной пусковой стадии процесса, что вызывает резкое увеличение газового фактора, изменение состава газа и иногда рост давления в затрубном пространстве скважин. Если эти признаки проигнорировать, то прорыв газа быстро усиливается, и остановить его весьма затруднительно.

Поэтому в начале процесса необходимо тщательное наблюдение за работой всех инжекционных и эксплуатационных скважин. При первых же признаках проскальзывания газа следует принять надлежащие меры, к которым относятся:

регулировка отбора (и давления) в эксплуатационных скважинах, в направлении которых наметился прорыв, вплоть до временного закрытия этих скважин;

изоляция наиболее проницаемых зон в разрезе вскрытой в инжекционной скважине толщины залежи;

нагнетание вместе с газом жидкости (воды) с целью уменьшения эффективной проницаемости для газа наиболее проводящих зон за счет повышения их водонасыщенности;

сокращение объема нагнетаемого рабочего агента, вплоть до перевода инжекционных скважин в эксплуатационные и наоборот.

При большой толщине залежи (при различной проницаемости отдельных ее зон) во избежание преимущественного движения газа вдоль кровли рекомендуется расчленять разрез на отдельные зоны наибольшей мощности (от 5-6 до 12-15 м) для раздельного нагнетания газа в эти зоны.

Эффективность перечисленных мероприятий зависит от степени изученности эксплуатационного объекта и тщательности наблюдения за протеканием процесса. Кроме того, точность замеров, их регулярность и постоянный анализ документации способствуют своевременному устранению возникающих в процессе работ прорывов газа и правильной оценке эффективности процесса.

7.2. Способы и методы заводнения

Внутриконтурное заводнение проводят рядными или площадными системами. При рядных системах заводнения между двумя рядами нагнетательных скважин находятся 1-3-5 рядов эксплуатационных скважин. Для площадных систем используются квадратные и треугольные сетки разбуривания скважин.

На рис. 7.2 приведены элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной сетках разбуривания. Площадные системы заводнения в условиях разработки неоднородных коллекторов обычно обеспечивают больший коэффициент нефтеотдачи, чем рядные системы.

Рис. 7.2. Элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной

сетках разбуривания:

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины; а - расстояние

между эксплуатационной и нагнетательной скважинами

На поздней стадии эксплуатации методы поддержания пластового давления могут быть неэффективны из-за большого падения пластового давления. Тогда прибегают ко вторичным методам добычи нефти - закачки воды или газа по всей площади нефтеносности, которые называются соответственно площадное заводнение и площадная закачка газа.

Для равномерного и повсеместного воздействия на залежь нагнетательные скважины размещают между эксплуатационными. Схемы расположения этих скважин могут быть различными, но преобладает квадратная сетка размещения скважин. При этом одна нагнетательная скважина приходится на четыре эксплуатационные.

Для исключения прорыва воды или газа к отдельным скважинам ограничивают закачку воды в нужном месте, уменьшают отбор нефти из сильно обводняющихся скважин, проводят тампонирование отдельных интервалов пласта.

При большой обводненности залежи на конечном этапе эксплуатации скважин применяется форсированный отбор жидкости, при котором большие массы жидкости вымывают нефть из застойных зон. Форсированный отбор жидкости обеспечивается глубинными насосами большого диаметра, э ле-ктропогружными насосами и газлифтом.

На различных стадиях разработки может быть использовано заводнение с применением физико-химических средств повышения нефтеотдачи, т.е. с добавлением ПАВ, щелочи, ми-целлярных растворов и т.д.

7.3. Оборудование для закачки воды и газа

Рост добычи нефти обеспечивается не только вводом в разработку новых месторождений, но и постоянным улучшением состояния эксплуатации разрабатываемых месторождений. Повышение нефтеотдачи пластов в основном ведется методом поддержания пластового давления закачкой воды. Для заводнения широко используются сточные и пластовые воды. Это позволяет решить проблему защиты водных ресурсов и окружающей среды.

В систему подготовки и закачки воды в нефтяные пласты входят водозаборные сооружения с насосной станцией первого подъема, водоочистные установки, насосные второго и третьего подъемов, насосные станции по закачке и нагнетательные скважины. В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные пласты для поддержания пластового давления применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500. Поверхностные, сточные и пластовые воды нагнетают установками погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН. Для оборудования устья нагнетательных скважин используют арматуры АИК1-65х210 и АНК-65х350 (рис. 7.3).

Конструкция насоса ЦНС-180 разработана на одной корпусной базе четырех модификаций с давлением нагнетания от

10,5 до 19,0 МПа (табл. 7.1).

Насос ЦНС-180 (рис. 7.4) - центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусный с односторонним расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, подшипниками скольжения и концевыми - передним и задним - уплотнениями комбинированного типа.

Корпус насоса состоит из набора секций, входной и напорной крышек и концевых уплотнений.

Во избежание перетока воды по валу стыки рабочих колес

Рис. 7.3. Арматура нагнетательная:

1 - быстросборное соединение; 2 - разделитель иод манометр; 3 - трубная головка; 4 - задвижка; 5 - обратный клаиан

иритираются до илотного металлического контакта. Уилотне-ния рабочих колес щелевого тииа.

Для насосов ЦНС-180-1185, ЦНС-180-1422, ЦНС-180-1900 оиорами ротора служат иодшииники скольжения с иринуди-тельной смазкой, а для насоса ЦНС-180-1050 - иодшииники с кольцевой смазкой. Подшииники имеют стальные, залитые баббитом вкладыши с цилиндрической иосадкой в их кориусе. Насос с электродвигателем соединен с иомощью зубчатой муфты, обойма которой закрыта кожухом.

Для смазки и охлаждения иодшииников насосов и электродвигателей мощностью более 1000 кВт, а также зубчатой муфты каждый насосный агрегат комилектуется маслосистемой, в

Система ППД

Прикрепленные файлы: 1 файл

Система ППД.doc

Ознакомившись с информацией о поддержании пластового давления, как я понял в настоящее время методы ппд применяются с первого периода разработки залежи. Процесс нагнетания воды в продуктивный пласт через нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления называется заводнением. Можно сказать, что это метод искусственного создания водонапорного режима разработки в гидродинамически изолированных залежах и залежах, плохо связанных с областью питания, путем закачки воды в пласт с поверхности через нагнетательные скважины. Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются в водоносной части залежи, т. е. за контуром нефтяной залежи. Нагнетаемая вода начинает вытеснять нефть в направлении к эксплуатационным скважинам. Законтурное заводнение, как правило, применяется на малых и средних по размерам нефтяных залежах, преимущественно пластовых сводовых. Внутриконтурное заводнение характеризуется тем, что нагнетательные скважины располагаются не только за контуром нефтяной залежи, но и внутри самого контура. Внутриконтурное заводнение, как правило, применяют на больших залежах нефти, где из-за значительной их протяженности энергии законтурных скважин бывает недостаточно. Очень крупные нефтяные залежи разбиваются рядами нагнетательных скважин на отдельные более мелкие блоки.

Система поддержания пластового давления

Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Поддержание пластового давления - процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, осевого, барьерного, площадного, очагового или избирательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины — коэффициентом продуктивности. Коэффициент приемистости – сколько воды скважина может вместить. Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания:

Коэффициентом вытеснения нефти водой η₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Коэффициентом охвата пласта η₂ воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 1).

Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности). При этом линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

степень разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;
предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;
расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Чем лучше степень разведанности, чем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания.

Значение вышеперечисленных факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтеносности. Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают, возможно, ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин.

Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму.

Благоприятными геологическими условиями для этого вида заводнения являются:

однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи;
малая относительная вязкость нефти;
высокая проницаемость коллектора;
сравнительно однородное строение пласта;
небольшая ширина залежи (4 – 5 км).
хорошая гидродинамическая связь продуктивной и законтурной части пласта.

Нефтеизвлечение в благоприятных ситуациях может достигать 60-65%. При законтурном заводнении на одну нагнетательную обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль внутреннего контура нефтеносности кольцевыми рядами. При нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта. При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи.

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части, а также когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.

Плохая связь залежи с водоносной частью пласта бывает обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи водонефтяного контакта. Такие явления характерны для карбонатных коллекторов, где вторичные геохимические процессы могут приводить к закупорке пор солями и твердыми битумами. Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным.

На сегодняшний день применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;
барьерное заводнение;
разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;
сводовое заводнение;
очаговое заводнение;
площадное заводнение.

Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды. Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между нагнетательными скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. В рассматриваемом способе воду закачивают в пласт через скважины, расположенные рядами (линиями) разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения сначала эксплуатируются при возможно более высоких дебитах.

В результате прискважинные зоны пласта очищаются, и пластовые давления в ряду уменьшаются. Затем скважины в ряду осваивают через одну под нагнетание, в то время как в промежуточных скважинах ряда продолжается интенсивная добыча. При этом нагнетаемая в пласт вода перемещается вдоль разрезающего пласта. После обводнения промежуточных нагнетающих скважин они также переводятся под закачку воды. Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5 – 7). Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная.

По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения:

Сводовое заводнение. При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади.

Центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения, это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами.

Нефть, Газ и Энергетика

Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение.

Выбор системы водоснабжения зависит от ист очников воды для закачки в пласт, которыми могут быть:

- открытые водоемы (рек, озер, морей);

- грунтовые, к которым относятся подрусловые воды;

Вариант 1. При закачке речной воды мало использовать классическую схему водоснабжения (рис.). Протяженность трубопроводов определяется расположением водозаборов относительно объектов заводнения.

Вариант 2. Вода из водозаборных скважин самотеком или водоподъемными установками подается на КНС; здесь давление увеличивается до требуемого и вода по системе разводящих водоводов закачивается в скважины.

Читайте также: