Заводнение скважин. Заводнение. Анализ состояния системы ППД

13.02.2024

Распространенный метод воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения.

Заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное.

Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием нарушений и др.

1. Законтурное заводнение . При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта (рис. 63), по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности.

Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4–5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5 мПа*с), высокой проницаемости коллектора (0,4–0,5 мкм 2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью.

Рис. 63. Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением. Контуры нефтеносности: 1 – внешний, 2 – внутренний; скважины: 3 – нагнетательные, 4 – добывающие.

Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60–65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды.

При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

2. Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана.

Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением. Условные обозначения см. на рис. 63

Внутриконтурное заводнение.

При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

Закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Виды внутриконтурного заводнения:

3.1. При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65).

Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением. Условные обозначения см.на рис. 63

При «круговой» форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66).

Рис. 66. Система разработки крупной «круговой» нефтяной залежи с блоковым заводнением. Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 1 – высокими, 2 – низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63

При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды. Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов – при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007–0,1 мД, при вязкости пластовой нефти до 15–20 мПа⋅с.

3.2. Площадное заводнение – также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин – треугольной или квадратной – нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин.

Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой – 0,5, обращенной – 2; для девятиточечной прямой – 0,33, обращенной – 3; для ячеистой – 4–6.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 67.

Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением. Формы сетки скважин: а – пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в – девятиточечная обращенная,г– ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63

Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью.

3.3. Избирательное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения – предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68).

Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д..

3.4. Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках заводнения бурят дополнительные скважины.

3.5. Барьерное заводнение . Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной.

Наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

Так, в четырехточечной системе (рис. 7.5) соотношение между добывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе -1:1, при семиточечной системе -1:2, при девятиточечной системе - 1:3. Таким образом, наиболее интенсивными среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.

Рисунок 2.5 Основные схемы площадного заводнения.

а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная;

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов на последних стадиях разработки месторождений.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной и четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к добывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами ППД так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как добывающую, но и как нагнетательную.

Виды заводнения нефтяных залежей

Законтурное заводнение

Рисунок 2.1 – Схема закономерного заводнения:

1 - добывающие скважины;2 - нагнетательные скважины

Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рисунок 2.1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетания располагается примерно в 300-800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных

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. При больших значениях создаваемое давление в законтурной части практически не оказывает влияние на пластовое давление в центре залежи, в результате там наблюдается быстрое падение пластового давления;

При однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

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

1. повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин;

2. замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии
нагнетания;

3. повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю
область пласта за пределы линии нагнетания;

Приконтурное заводнение

В отличии от законтурного заводнения нагнетательные скважины располагают прямо на контуре нефтеносности.

Приконтурное применяется:

При ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней
областью;

Для интенсификации процесса эксплуатации, так как
фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора
уменьшаются за счет их сближения.

Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны возможные потери нефти вследствие образования зон не охваченных воздействием между нагнетательными скважинами. Нефть из этих зон может быть вытеснена только при тщательном регулировании процесса разработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

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 законтурным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей (обычно шириной 4-5 км, а при слабопроницаемых коллекторах -3-3,5 км) 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. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну». 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.

Рисунок 2.2 – Схемы внутриконтурного заводнения.

1 - нагнетательные скважины; 2- добывающие скважины

а) с разрезанием залежи; б) осевое

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Большое преимущество системы внутриконтурного заводнения - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

В практике применяют следующие виды внутриконтурного заводнения.

Осевое, когда нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки (рисунок 2.2). Применяется для спокойных пологозалегающих антиклинальных складок. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Очаговое, когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки залежи (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 – Схема очагового заводнения в сочетании с законтурным.

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины

Очаговое заводнение целесообразно на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, когда решаются вопросы довыработки запасов нефти из неохваченных основным процессом разработки пропластков, целиков и тупиковых зон. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание добывающие скважины, расположенные рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальных скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположениием рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения (рис. 7.4). как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки. Блоковые системы предполагают расположение нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки.

Рисунок 2.4 – Схема блокового заводнения

Преимущество блоковых систем заключается в следующем:

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами ППД.

4. Упрощается обслуживание системы ППД (скважины, КНС и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.

Площадное заводнение

Рисунок 2.5 Основные схемы площадного заводнения.

а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная;

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа добывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними.

Барьерное заводнение

При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот метод позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно.

Рисунок 2.6 – Схема барьерного заводнения

Чем лучше степень разведанности, тем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей степени будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодействия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в равномерности перемещения водонефтяного контакта.

Вопросы теории вытеснения нефти водой в трещиновато-пористом пласте

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что не только карбонатные породы насыщены трещинами, но также пласты из песчаников или алевролитов в той или иной степени трещиноваты. На это указывает несоответствие проницаемости, оцененной для кернов пород без трещин, и проницаемости, определенной при гидродинамических исследованиях скважин. Проницаемость пласта оказывается намного выше определенной по кернам без трещин .

Когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины оказываются основными каналами движения нефти к забоям добывающих скважин. В процессе разработки трещиновато – пористых пластов давление быстрее распространяется по системе трещин. Поэтому возникают перепады между давлениями в трещинах и блоках, которые вызывают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород. Это приводит к запаздыванию перераспределения давления по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах.

Закачиваемая в такие пласты вода быстро прорывается по трещинам к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. Из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно, коэффициент вытеснения достигает 0,85. Нефть из блоков породы вытесняется недостаточно эффективно, коэффициент нефтевытеснения составляет около 0,25 .

Нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов под действием сил, обусловленная градиентами давления в системе трещин, воздействующих и на блоки породы . С другой стороны нефть вытесняется под действием разности капиллярного давления в воде и нефти. Ее действие приводит к возникновению капиллярной пропитки гидрофильных пород, т. е. к замещению нефти водой в них под действием разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка объяснима и с энергетической точки зрения. Поскольку минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать породы матрицы, обладающие сложной, сильно разветвленной поверхностью .

Поэтому если блок породы трещиновато - пористого пласта, насыщенный нефтью, поместить в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами наполненными водой), то скорость j(t) капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, будет зависеть от времени t :

j(t) ~ 1/ . (2.1)

Скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела между нефтью и водой. В этом случае можно считать, что:

j(t) ~е - b t . (2.2)

Исходя из результатов промышленных испытаний наиболее эффективным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. Скорость капиллярной пропитки определяется по формуле:

j(t) = , (2.3)

где a – экспериментальный коэффициент.

Из соображений размерности и физики процесса впитывания коэффициент b можно выразить так:

b = , А = А(k н, k в, m, ) , (2.4)

где k н, k в – относительные проницаемости для нефти и воды;

k – абсолютная проницаемость;

q – угол смачивания пород пласта водой;

s –поверхностное натяжение на границе нефть – вода;

μ н – вязкость нефти;

А – экспериментальная функция;

l - длина грани куба породы пласта.

Выражение для коэффициента а , исходя условия, что за бесконечное время количество воды, впитавшейся в блок породы равно объему извлеченной из него нефти, имеет вид:

а = ml 3 s но hb/π , (2.5)

где s но – начальная нефтенасыщенность блока породы;

h – конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке.

При рассмотрении вытеснения нефти водой из трещиновато- пористого пласта, состоящего из множества блоков породы, представляем эти блоки кубами с длиной грани l . Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта при х = 0, то блоки у входа в пласт будут пропитаны водой больше чем последующие. Расход воды q , закачиваемой в прямолинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка происходит в области 0 £ х £ х ф (х ф – координата фронта капиллярной пропитки). Этот фронт перемещается в пласте со скоростью:

v ф = d х ф /dt . (2.6)

Если считать, что блоки породы в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени l (когда к ним подошел фронт капиллярной пропитки, то скорость впитывания воды необходимо исчислять от этого момента времени. Если в течение времени Dl «вступило» в пропитку некоторое число блоков породы, то расход воды Dq , входящей в эти блоки, составит:

Dq = . (2.7)

Чтобы скорость впитывания воды в единицу объема трещиновато – пористого пласта, необходимо разделить j(t) на l 3 , что и сделано в формуле (2.7). Скорость пропитки в (2.3) исчисляется с момента l , в который к блоку с координатой х ф (l) подошел фронт впитывающейся в блоки воды.

Суммируя приращения расходов Dq в формуле (2.7) и устремляя Dl к нулю, приходим к выражению:

q = v ф (l)dl. (2.8)

При заданном расходе q выражение(2.8) есть интегральное уравнение для определения скорости продвижения фронта пропитки v ф (l) .

Подставляя в (2.8) выражение для скорости пропитки (2.3) получим:

Решение интегрального уравнения (6.9) позволяет записать выражение для скорости движения фронта капиллярной пропитки:

v ф (t) = = (2.10)

Из (2.10) получим выражение для определения его положения (координаты):

х ф (t) = dt. (2 .11)

Формула (2.11) позволяет определить длительность безводной разработки пласта t = t * , при которой х ф (t *) = l.

Чтобы рассчитать показатели разработки трещиновато – пористого пласта в период добычи обводненной продукции поступают так. Считают, что этот пласт «фиктивно» простирается при х > l до бесконечности. Расход воды, затрачиваемый на пропитку фиктивной части пласта при х > l, составит:

q фикт =bhbms но h . (2.12)

Подставляя сюда v ф (l) по выражению (2.10), и, заменив в нем t на l , получим:

q фикт =qbdl. (2.13)

Следовательно, расход воды, впитывающейся в трещиновато - пористый пласт в период t > t * , или дебит нефти, получаемый в этот период, равен:

q н = q - q фикт . (2.14)

Дебит воды соответственно будет q в = q ф . Из приведенных выражений можно определить по общим формулам текущую обводненность продукции и нефтеотдачу. Выражение (2.3) можно использовать для приближенных расчетов вытеснения нефти из трещиновато – пористого пласта в случае пропитки блоков, обусловленной не только капиллярными силами, но и градиентами давления в системе трещин. Так, согласно формулам (2.3) и (2.4), вытеснение нефти из блоков породы происходит под действием силы, определяемой с помощью произведения s cosq , причем размерность такова = [Па×м]. При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в эти блоки, а нефть из них вытесняется под действием градиента давления. Размерность grad P выражается как Па/м. Капиллярные и гидродинамические будут иметь одинаковую размерность, если взять вместо s cosq величину (s cosq) / l . Тогда:

b = k( + grad P) (2.15)

Таким образом в формуле (2.15), учитывается пропитка блоков пород как за счет капиллярных сил, так и за счет градиентов давления в системе трещин.

Вопросы для самоконтроля:

1. По каким причинам происходит запаздывание перераспределения давления в трещиновато-пористых пластах по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах?

2. Под воздействием каких сил нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов?

3. В чем состоит гидродинамический и энергетический подход к объяснению процесса капиллярной пропитки гидрофильных пород?

4. От каких показателей (величин) зависит скорость капиллярной пропитки гидрофильных пород?

5. Запишите выражения для скорости движения фронта капиллярной пропитки и для определения его положения (координаты)

6. Запишите формулу позволяющую определить длительность безводной разработки трещиновато-пористого пласта

Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.

Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.

Одно из основных требований к разработке - рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС. Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов. Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.

Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:

Требования к генеральному плану

Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС. установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности. При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).

Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения. Существует закономерность - чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.

Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами. Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ. Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.

Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка" во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар. Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более). Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.

Куст скважин

Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин. Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 , а газовый фактор - до 200 .

В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:

приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин;
замерные установки;
блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;
блоки газораспределительные и водораспределительные;
блоки закачки воды в нагнетательные скважины;
станции управления насосами ЭЦН и ШГН;
фундаменты под станки-качалки;
трансформаторные подстанции;
площадки под ремонтный агрегат;
емкость-сборник и технологические трубопроводы.

В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.

Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб. Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа. Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.

Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин ( рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:

герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до ЦПС;
отделение газа от нефти и бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до сборных пунктов, ГПЗ и на собственные нужды;
замер расходов продукции отдельных скважин и кустов, учет суммарной добычи продукции всех скважин;
предварительное обезвоживание нефти.

Рис. 5.1.

Групповые замерные установки

Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.

Дожимная насосная станция

В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.

В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:

первой ступени сепарации с предварительным отбором газа;
предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
замера нефти, газа и воды;
насосный и блок компрессорный воздуха;
закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
закачки ингибиторов в газо- и нефтепроводы;
аварийных емкостей.

Сооружение ДНС необходимо потому, что насосное оборудование не позволяет перекачивать смеси с большим содержанием газа из-за возникновения кавитационных процессов. Газ, отделившийся в результате снижения давления на первой ступени сепарации, чаще всего подается на факел сжигания или для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени на ЦПС и УПН.

Центральный пункт сбора

На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением. Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.

Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.

Резервуарные парки

Наличие резервного парка емкостей - обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:

сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин;
товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.

Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.

Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.

Компрессорные станции

КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.

Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.

Факельная система

В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.

Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее - 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.

блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;

склад для хранения химреактивов.

Трубопроводы нефти и газа

В систему сбора и транспортировки продукции добывающих скважин входят:

выкидные трубопроводы от устья скважин до ГЗУ;
коллекторы, обеспечивающие сбор продукции от ГЗУ до пунктов первой ступени сепарации ДНС или ЦПС;
нефтепроводы для подачи газонасыщенной или разгазированной обводненной нефти или безводной нефти от пунктов сбора и ДНС до ЦПС;
нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до головной НПС магистрального трубопровода:
газопроводы для подачи нефтяного газа от установок сепарации до УПГ, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд:
газопроводы для подачи газа от ЦПС до головной КС магистрального трубопровода.

Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт (в производственной литературе этот метод называют заводнением). В России более 80% залежей нефти разрабатываются с использованием заводнения.

Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения. Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения.

В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.

При законтурном заводнении (рис.24) закачка воды в пласт осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400–800 м от внешнего контура нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.

Законтурное заводнение обычно применяется на небольших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в залежах с хорошими коллекторскими свойствами, как по толщине пласта, так и по площади. При таких условиях законтурное заводнение обеспечивает более полную выработку запасов, вытесняя нефть к стягивающим рядам добывающих скважин. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести повышенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания; замедленное реагирование на залежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин и т.д.

Рис. 24 Законтурное заводнение

Более эффективное воздействие на залежь нефти достигается, когда нагнетательные скважины размещаются (бурятся) внутри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта, в более проницаемых участках залежи. Такое заводнение называют приконтурным заводнением.

Приконтурное заводнение применяется:

– на небольших по размерам залежах;

– при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью;

– с целью интенсификации процесса добычи нефти

Более эффективной системой воздействия на залежи нефти, позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать сроки выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение (рис.25).

При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются (бурятся) внутри контура нефтеносности. Выбор схемы расположения и сетки нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, физико-химическими свойствами нефти т.д.

Рис. 25 Внутриконтурное заводнение

В последние годы для интенсификации разработки нефтяных месторождений распространенным методом стал метод искусственного «разрезания» залежи на отдельные площади или блоки за счет закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естественного контура нефтеносности. При этом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно В начальный период при внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания воды в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а через одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуатируются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти.

По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное заводнение было осуществлено на крупнейшем нефтяном месторождении в Татарстане – на Ромашкинском месторождении, которое было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособленных эксплуатационных площадей.

Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением.

В настоящее время применяется несколько систем внутриконтурного заводнения, которые отличаются друг от друга расположением нагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также отборами нефти из нефтедобывающих скважин.

При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины.

Применяется также избирательная система внутриконтурного заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в продуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществляют попеременную закачку воды и газа в пласт.

Усовершенствованной системой воздействия на залежь нефти со сложным строением является попеременное нагнетание воды и газа в пласт. В конце 1971 года на основе анализа разработки Журавлевско–Степановского месторождения Оренбургской области был обоснован и прошел промышленное испытание метод попеременного нагнетания в нефтяную залежь воды и газа с целью повышения эффективности процесса вытеснения и повышения конечного нефтеизвлечения. Сущность этого метода заключается в следующем. Газ, при нагнетании его в продуктивный пласт, внедряется, прежде всего, в высокопроницаемые пропластки, снижает в них фазовую проницаемость для воды, вследствие чего при последующем нагнетании воды в продуктивный пласт выравнивается фронт вытес-

нения и тем самым повышается охват пласта воздействием. Нагнетаемая вслед за газом вода проталкивает его за счет меньшей вязкости в малопроницаемые плотные пропластки, откуда вытеснение нефти будет происходить в результате поршневого и увлекающего вытеснения газа. Метод попеременной закачки воды и газа в пласт является вариантом импульсного воздействия на пласт, так как в этом случае создаются более благоприятные условия для проявления капиллярных сил вследствие двукратного увеличения поверхностного натяжения воды на границе с нефтью. Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость, также способствует повышению эффективности процесса вытеснения нефти водой. В условиях трещиноватого пласта эти процессы будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гравитационное перераспределение вытесняющего агента в нефти усиливаются: растворимость – вследствие увеличения поверхности контакта, а гравитационное перераспределение – за счет свободы потоков в открытых трещинах. Гравитационное перераспределение по мощности пласта нефти и нагнетаемого газа создает условие, препятствующее опережающему обводнению пласта по подошве в залежах с высокой вязкостью нефти. Кроме того, утилизация попутного газа на ранней стадии разработки, ввиду отсутствия потребителей, решает одну из важных задач охраны окружающей среды и недр. Опытно-промышленные работы по данному методу были проведены на Журавлевско–Степановском месторождении Оренбурга в 1971–1974 годы (авторы В.И. Кудинов, И.А. Поворов) и дали хорошие результаты. По данным исследовательских и опытно-промышленных работ конечное нефтеизвлечение при попеременной закачке воды и газа в пласт увеличивается на 8–10%. Дальнейшее промышленное внедрение этого метода сдерживается отсутствием малогабаритных на высокое давление и производительность компрессоров.