Файл: Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа".doc

давления при режиме растворенного газа: 1 - k = 2 ; 2 - k = 4

 

Как видим, закон падения явления - криволинейный. К исходу 10 лет эксплуатации месторождения при k = 2 и отборе 5% от извлекаемых запасов в год пластовое давление должно упасть на 55,5 % и составить 44,5 % от первоначального, равного давлению насыщения (см. рис. 2.7, линия 1). За это время ( t = 10 лет) будет отобрано 50% извлекаемых запасов, которые составляют 40% геологических (при η = 0,4). При k = 4 то же давление через 10 лет составит 11,8% от первоначального. Из формулы (2.87) следует также, что при больших t (время разработки) выражение, стоящее в круглых скобках, может стать отрицательным. Это означает, что пластовое давление Р будет отрицательным. Физически это невозможно. Поэтому полное истощение месторождения наступает при kηδt = 1.

Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения. Режим отличается самым низким коэффициентом нефтеотдачи, в редких случаях достигающим значений 0,25. Без искусственного воздействия на залежь (например, закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время. При дренировании залежи в условиях режима растворенного газа (при отсутствии искусственного воздействия) вода в продукции скважин отсутствует.

---

2.8. Гравитационный режим

Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным. Этот режим называют еще иногда безнапорным, хотя это принципиально не точно.

Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки как естественное продолжение режима растворенного газа. Наглядным и в то же время точным примером дренирования в условиях гравитационного режима может служить высачивание воды по периметру конической кучи песка, предварительно смоченного водой. При гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса.

Из определения этого режима следует, что если в затрубном пространстве такой скважины существует атмосферное давление, то такое давление установится на всей свободной поверхности, разделяющей нефтенасыщенную и газонасыщенную части пласта, и фильтрация жидкости в скважину будет происходить только под действием разности уровней жидкостей в удаленной части пласта и непосредственно на стенде скважины. При избыточном давлении в затрубном пространстве скважины фильтрация жидкости по-прежнему будет происходить под воздействием разности уровней жидкости, так как это давление устанавливается на всей свободной поверхности.

Гравитационный режим может иметь решающее значение при шахтных методах добычи нефти. В горизонтальных пластах его эффективность чрезвычайно мала. Скважины характеризуются очень низкими, но устойчивыми дебитами. Однако в крутопадающих пластах эффективность гравитационного режима увеличивается. Этот режим практического значения в процессах нефтедобычи по существу не имеет и важен только для понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке.

 

3. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ

---

3.1. Цели и методы воздействия

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его.

Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.

Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85 % нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Существуют следующие основные методы воздействия на пласт.

А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся:

1. Законтурное заводнение.

2. Приконтурное заводнение.

3. Внутриконтурное заводнение, которое можно разделить на:

а) разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин;

б) блочная система заводнения;

в) очаговое заводнение;

г) избирательное заводнение;

д) площадное заводнение.

Б. Поддержание давления закачкой газа:

1. Закачка воздуха.

2. Закачка сухого газа.

3. Закачка обогащенного газа.

4. Закачка газа при параметрах, близких к критическим.

В. Тепловые методы воздействия.

1. Закачка в пласт горячей воды.

2. Закачка перегретого пара.

3. Создание в пласте подвижного фронта горения.

4. Тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Существуют так же, хотя в очень ограниченных масштабах и другие специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных выше. К этим методам можно отнести закачку различных веществ в пласт, таких как растворители с последующим их проталкиванием сухим газом или водой (закачка сжиженного газа); карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицеллярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью и вытесняющим агентом - водой

---

; газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при давлениях закачки в специальных аппаратах - газогенераторах.

Основное назначение многих из этих методов - не поддержание пластового давления, а повышение коэффициента нефтеотдачи в сочетании с попутным эффектом - частичным поддержанием пластового давления.

Как показывают исследования, объем растворителей при закачке должен составлять от 5 до 15% объема пласта между линиями нагнетания и отбора. Для закачки газа требуются очень мощные компрессорные установки высокого давления (превышающие пластовое), что приводит к большим удельным расходам энергии на единицу добытой нефти по сравнению, например, с закачкой воды. Для реализации перспективного метода - закачки карбонизированной воды и СО₂ - необходимы очень большие количества углекислого газа, получение которого в нужных количествах также вызывает большие технические трудности и требует специальных капитальных вложений.

---

3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды

3.2.1. Размещение скважин

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Законтурное заводнение целесообразно:

• 
           при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;
  
• 
           при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5 - 1,75 км (хотя известны случаи разработки месторождений при иных соотношениях этих величин);
  
• 
           при однородном пласте с хорошими коллекторскимп свойствами как по толщине пласта, так и по площади.
  

В этих условиях система законтурного заводнения позволяет наиболее полно выработать запасы и вытеснить нефть к центральной возвышенной части пласта, к так называемому стягивающему ряду добывающих скважин или к одной скважине.

Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:

• 
           повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности п линией нагнетательных скважин;
  
• 
           замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания;
  
• 
           повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания.
  

Приконтурное заводнение. Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Приконтурное заводнение применяется:

• 
           при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью;
  
• 
           при сравнительно малых размерах залежи (см. законтурное заводнение);
  
• 
           для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.
  

---