Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности

Список литературы

Осн.:

1. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.:Недра, 1983, 510с.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. -М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.-816с.

Доп.:

3. Технология и техника добычи нефти и газа / Муравьев И.М., Базлов М.Н., Жуков А.И., Чернов Б.С. - М.: Недра, 1971. - 496 с.

4. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов // Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М., Хасаев А.М., Гусев В.И. / Под. ред. проф. А.Х.Мирзаджанзаде. - М.:Недра, 1986. - 382 с.

5. Справочная книга по добыче нефти / Под. ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1974. - 704 с.

6. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. - М.: Недра, 1967. - 380 с.

7. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебн. пособие для вузов / И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров, В.Г.Грон, Г.И.Богомольный. - М.: Недра. - 1984.

8. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти.-М.:Недра, 1989.-245 с.

9. Юрчук А.М. Расчеты в добычи нефти-м:недра 1969

Контроль и оценка знаний

Таблица 3

Распределение рейтинговых баллов по видам контроля

Таблица 4

Календарный график сдачи всех видов контроля по дисциплине «Технология добычи нефти и газа»

Виды контроля: П- практические занятия, студента; СРС- самостоятельная работа студента; Р- самостоятельная работа студента с преподавателем;

РК- рубежный контроль.

Итоговая оценка по дисциплине определяется по шкале (таблица 5).

Таблица 5

Оценка знаний студентов

Вопросы для проведения контроля по 1 модулю

1. Что такое статическое, динамическое давление?

2. Естественные и искусственные факторы определяющие процессы в пласте.

3. Водоснабжение системы ППД.

4. Какие существуют тепловые методы воздействия на пласт?

5. Внутрипластовое горение.

6. Основные конструкции оборудования забоев скважин.

7. Гидравлический расчет освоения скважин закачкой жидкости.

8. Освоение нагнетательных скважин.

9. Основные методы воздействия на призабойную зону скважины.

10. Термокислотные обработки.

11. Кислотные обработки терригенных коллекторов.

12. Осуществление гидравлического разрыва. Оборудование ГРП

13. Исследование скважин при установившихся режимах.

14. Исследование скважин при неустановившихся режимах.

15. Термодинамические исследования скважин.

16. Истинное и расходное газосодержания.

17. Уравнение баланса давлений при движении газожидкостной смеси.

18. Область работы газожидкостного подъемника.

19. Удельный расход газа.

20. Плотность идеальной смеси.

Вопросы для проведения контроля по 2 модулю

1. Уравнение баланса давлений в фонтанирующей скважине.

2. Как определяется совместная работа пласта и фонтанного подъемника?

3. Условия фонтанирования.

4. Расчет фонтанного подъемника.

5. Оборудование фонтанных скважин.

6. Регулирование работы фонтанных скважин.

7. Системы газлифтной эксплуатации.

8. Какие существуют конструкции газлифтных подъемников?

9. Что такое пусковое давление?

10. Какие существуют методы снижения пусковых давлений?

11. Назначение газлифтных клапанов?

12. Когда оправдан перевод газлифтной скважины на периодический газлифт?

13. Что относится к наземному и подземному оборудованию штанговой насосной установки?

14. Как определяется подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи?

15. Какие факторы снижают подачу ШСН?

16. Какие нагрузки действуют на штанги?

17. Принципы уравновешивания станка-качалки.

18. С какой целью приводят динамометрирование?

19. Как точно определяется пробег плунжера?

20. Как определяется глубина подвески погружного центробежного электронасоса?

Вопросы для подготовки к промежуточной аттестации

1. Источники пластовой энергии.

2. Как определяется среднее пластовое давление?

3. Технология поддержания пластового давления закачкой воды.

4. Технология и техника использования глубинных вод для ППД.

5. Поддержание пластового давления закачкой газа.

6. Техника перфорации скважин.

7. Какие существуют основные методы освоения нефтяных скважин?

8. Расчет процесса освоения компрессорным методом.

9. Обработка скважин соляной кислотой.

10. Поинтервальная СКО и МКО

11. Техника и технология кислотных обработок скважин МКО

12. Технология гидравлического разрыва пласта и новые технологии ГРП

13. Тепловая обработка призабойной зоны скважины.

14. Назначение и методы исследования скважин.

Политика и процедура

Посещение занятий является обязательным для всех магистрантов; не опаздывать и не пропускать занятий; внимательно отслеживать предлагаемый преподавателем сценарий занятия, активно участвуя в нем; работать в аудитории с отключенными сотовыми телефонами; самостоятельно заниматься в библиотеке, дома. За консультациями по выполнению самостоятельных работ, их сдачей и защитой, а также за дополнительной информацией по пройденному материалу и всеми другими возникающими вопросами по читаемому курсу обращайтесь к преподавателю в период его офис- часов.

Содержание активного раздаточного материала

Тематический план курса

Конспект лекционных занятий

Модуль 1

Лекция №1: Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных месторождений

1.1 Источники пластовой энергии

Основные понятия и определения параметров нефтяного пласта и насыщающих флюидов

Нефтяное месторождение представляет собой совокупность одной или нескольких залежей, лежащих одна под другой и разделенных изолирующими их пустыми или водонасыщенными породами. Их можно эксплуатировать или одновременно-совместным способом, или раздельно. Каждую залежь можно рассматривать как обособленный эксплуатационный объект. В составе залежи тоже может быть несколько самостоятельных объектов.

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геомеханики. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин - контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и водой, определяет положение водонефтяного контакта.

В ряде случаев на эксплуатацию залежи влияние может оказывать и вода, находящаяся выше или ниже нефтяной залежи, а также вода, находящаяся в пропластках самого нефтяного пласта (промежуточная вода).

При формировании нефтяной залежи может образоваться область, занятая свободным газом, так называемая газовая шапка. Размеры этой области могут быть незначительными, а могут иметь промышленное значение. В этом случае залежь называется нефтегазовой.

Понятие пластового давления

Нефть из пласта в скважину поступает под действием перепада давления между пластом и забоем скважины. Пластовое давление - основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи. Различают ряд терминов для давлений, которые определяют или влияют на все технологические процессы и явления, связанные с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин.

Статическое давление - это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой, равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давление равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и поэтому оно называется пластовым давлением.

Уровень столба жидкости, установившейся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем. Если устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидкости и давления газа.

Динамическое давление на забое скважины устанавливается во время отбора жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое называют забойным давлением в отличие от статического, которое называют пластовым давлением. Однако и статическое, и динамическое давления в то же время являются забойными.

Динамическим уровнем жидкости называется уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует атмосферное давление, называется динамическим уровнем. При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений вносится поправка на кривизну скважины.

Среднее пластовое давление позволяет оценить общее состояние пласта и его энергетическую характеристику, обусловливающую способы и возможности эксплуатации скважин. Статические давления в скважинах, расположенных в различных частях залежи и характеризующие локальные пластовые давления, могут быть неодинаковыми вследствие разной степени разработанности участков пласта, его неоднородности, прерывистости и ряда других причин. Поэтому используют понятие среднего пластового давления. Среднее пластовое давление вычисляют по замерам статических давлений в отдельных скважинах.

Среднее арифметическое давление из измерений по отдельным скважинам

. (1)

Эта величина неточно характеризует истинное среднеинтегральное пластовое давление и может от него сильно отличаться, например, при группировке скважин в одной какой-либо части залежи.

Средневзвешенное по площади пластовое давление есть

 , (2)

где - площадь, приходящаяся на i - скважину, - статическое давление в i - скважине, n - число скважин.

Это давление полнее характеризует энергетическое состояние пласта, однако не учитывает того, что толщина пласта на различных участках различна. Поэтому вводится понятие о средневзвешенном по объему пластовом давлении, которое учитывает не только площадь , приходящую на каждую скважину, но и среднюю толщину пласта в районе скважины

. (3)

Среднее пластовое давление определяют по картам изобар. Для этого измеряют планиметром площадь между каждыми двумя соседними изобарами, рассчитывают среднее пластовое давление на этой площади, как среднее арифметическое из значений давлений двух соседних изобар, и, умножая его на площадь между изобарами, суммируют. Общую сумму делят на суммарную площадь, в пределах которой проводится вычисление. Определенное таким образом среднее давление идентично (2) и является средневзвешенным по площади. При наложении на карту изобар карты полей равных толщин среднее пластовое давление можно вычислить как средневзвешенное по объему пласта, используя формулу (3). В этом случае - часть площади между двумя изобарами с одинаковыми толщинами ; - среднее давление между двумя изобарами. Этот способ дает наиболее объективную оценку среднего пластового давления.

При поддержании пластового давления воду закачивают в нагнетательные скважины, которые располагают рядами. В зонах расположения нагнетательных скважин в пласте создается повышенное давление. Для характеристики процесса нагнетания и контроля за его динамикой пользуются понятием пластового давления в зоне нагнетания. С этой целью на карте изобар выделяют район размещения нагнетательных скважин, окружая их характерной изобарой, имеющей, например, значение первоначального пластового давления. В пределах этой изобары и определяют пластовые давления, как средневзвешенные по площади, используя формулу (2), или как средневзвешенные по объему, используя формулу (3) и дополнительно карту полей равных толщин.

За пределами площади, ограниченной характерной изобарой, т.е. в районе добывающих скважин, также определяют среднее пластовое давление одним из трех методов и называют его пластовым давлением в зоне отбора. Во всех случаях предпочтительнее пластовое давление определять как средневзвешенное по объему пласта.

Среднее пластовое давление, определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки, называется начальным пластовым давлением.

В процессе разработки и эксплуатации пластовое давление меняется. Динамика пластового давления является важнейшим источником информации о состоянии объекта эксплуатации. Поэтому в различные моменты времени определяют среднее давление и строят графики изменения этого давления во времени. Это давление называют текущим пластовым давлением.

Для объективной оценки забойных давлений и возможности их сравнения вводится понятие приведенного давления. Измеренные или вычисленные забойные давления приводятся (пересчитываются) к условной горизонтальной плоскости, которой может быть принята любая плоскость в пределах залежи, абсолютная отметка которой известна. Обычно за плоскость приведения принимают плоскость, проходящую через первоначальный водонефтяной контакт, абсолютная отметка которого определяется при разведке месторождения. Если забои скважин сообщаются через проницаемый пласт, то в них устанавливаются одинаковые приведенные статические давления.

Приведенное давление в скважине 1 (рис. 1)

,

а приведенное давление в скважине 2 будет

,

где - плотность нефти в пластовых условиях; - ускорение силы тяжести; , - разности гипсометрических отметок забоев скв. 1, 2 и плоскости приведения.

Если водонефтяной контакт поднялся на , а плоскость приведения осталось прежней, то приведенные давления для скважин 1 и 2 равны

,

.

Здесь и - разность отметок забоев скважин и текущего забоев скважин и текущего положения водонефтяного контакта; - плотность воды в пластовых условиях.

Рисунок 1. Схема наклонного пласта:

1 - водонасыщенная часть пласта; 2 - первоначальный контакт;

3 - нефтенасыщенная часть; 4 - плоскость приведения

1.2 Вывод уравнения распределения давления вокруг скважины

Вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации.

Скорость фильтрации по закону Дарси, записанному в дифференциальной форме, определяется следующим образом:

, (4)

где - проницаемость пласта; - динамическая вязкость; - градиент давления вдоль радиуса, т.е. линии тока.

По всем линиям тока течение будет одинаковое. Для однородного пласта при изменении угловой координаты скорость фильтрации и градиент давления являются неизменными. Это обстоятельство позволяет оценить объемный расход жидкости как произведение скорости фильтрации на площадь сечения пласта. Для радиального течения площадь сечения пласта равна площади сечения цилиндра произвольного радиуса , проведенного из центра скважины, где - действительная толщина пласта, через который происходит фильтрация.

Тогда объемный расход жидкости равен

, (5)

где - гидропроводность.

Предположим, что задано в виде известной функции радиуса,

. (6)

Подставляя (3) в (2) и разделяя переменные, получим

. (7)

Дифференциальное уравнение (7) с разделенными переменными может быть проинтегрировано, если задана функция . Если гидропроводность не зависит от радиуса и постоянна, то (4) легко интегрируется в пределах области фильтрации, т.е. от стенок скважины с давлением до внешней окружности , называемой контуром питания, на котором существует постоянное давление . В этом случае будем иметь

. (8)

При будем иметь

. (9)

Из (9) получим формулу притока к центральной скважине в круговом однородном пласте:

. (10)

Если (8) проинтегрировать при переменных верхних пределах и , то получим формулу для распределения давления вокруг скважины:

. (11)

После интегрирования, подстановки пределов и алгебраических преобразований имеем

. (12)

Решая уравнение относительно и подставляя (10) в (12), получим уравнение распределения давления вокруг скважины:

. (13)

Если в (11) в качестве переменных пределов принять не верхние, а нижние пределы, то выражение для можно записать в другом виде:

. (14)

Подставляя в (13) или (14) вместо переменного радиуса , получим ; при имеем другое граничное условие .

Таким образом, граничные условия выполняются.

Из (10) и (12) следует, что функция является логарифмической, т.е. давление вблизи стенок скважины изменяется сильно, а на удаленном расстоянии - слабо. Это объясняется увеличением скоростей фильтрации при приближении струек тока к стенкам скважины, на что расходуется больший перепад давления.

Осн.: 1. [11-23]

Контрольные вопросы:

1. Как определяется среднее пластовое давление?

2. Что такое статическое давление?

3. Что такое динамическое давление?

4. Что называется статическим уровнем?

5. Что называется динамическим уровнем?

1.3 Режимы разработки нефтяных месторождений

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин - к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает.

За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности, методы поддержания пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных - естественных факторов:

- наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при разработке месторождения;

- запаса упругой энергии в пластовой системе;

- содержания растворенного в нефти газа, энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин;

- наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти;

- гравитационного фактора, который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения.

Перечисленные факторы, определяющиеся природными условиями, связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от технолога. Один из этих факторов могут иметь определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль.

Капиллярно-поверхностные силы особенно существенны в пористых средах с большой удельной поверхностью способностью, а чаще тормозят фильтрацию пластовой жидкости и поэтому в совокупности с перечисленными факторами определяют интенсивность притока жидкости к забоям скважин.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов: водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки), режим растворенного газа и гравитационный.

От правильной оценки режима дренирования зависят технологические нормы отбора жидкости из скважин, предельно допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также и тех мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи.

Однако определить режим залежи не всегда просто, так как в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно. Поэтому рассматривают идеализированные условия, когда тот или иной режим проявляются в явном виде, т.е. когда изменения в залежи в процессе ее разработки обусловлены действием только одного режима, а проявления других режимов либо отсутствуют вовсе, либо столь незначительно, что им возможно пренебречь.

Водонапорный режим

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.

Условием существования водонапорного режима является неравенство

,

где - среднее пластовое давление, - давление насыщения.

Упругий режим

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима является превышение пластового давления над давлением насыщения. Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.

Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу, т.е.

, (1)

где - приращение объема за счет упругого расширения; - приращение давления (понижение давления); - первоначальный объем среды.

Режим газовой шапки

Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом. Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления, которое приводит к уменьшению дебитов, сокращению периода фонтанирования, переходу нефтяных скважин на газ. В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечная нефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает 0,4-0,5.

Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин обычно безводная.

Режим растворенного газа

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой смеси к точкам пониженного давления, т.е. к забоям скважин, называется режимом растворенного газа. Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси.

Условиями существования режима растворенного газа являются:

- пластовое давление меньше давления насыщения;

- отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурной воды;

- отсутствие газовой шапки;

- геологическая залежь должна быть запечатана.

При этих условиях пластовая энергия равномерно распределена во всем объеме нефтенасыщенной части пласта. При таком режиме правомерен принцип равномерного размещения скважин по площади.

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 режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют непродолжительное время.

При дренировании залежи в условиях режима растворенного газа при отсутствии искусственного воздействия вода в продукции скважин отсутствует.

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 безнапорным. 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 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 стенке 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.

Осн.: 1. [23-41]

Контрольные вопросы:

1. Что относится к искусственным факторам?

2. Что относится к естественным факторам?

3. Условия существования режима растворенного газа?

4. Как определяется объемный коэффициент упругости среды?

5. Приведенный объемный коэффициент упругости пластовой системы?

Лекция № 2. Техника и технологии воздействия на залежь нефти. Поддержание пластового давления закачкой воды

2.1 Цели и методы воздействия

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи. Для увеличения конечной нефтеотдачи 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 преследует 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:

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

1.1. Законтурное заводнение

1.2. Приконтурное заводнение

1.3. Внутриконтурное заводнение

Внутриконтурное заводнение разделяется на:

- разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин;

- блочная система заводнения;

- очаговое заводнение;

- избирательное заводнение;

- площадное заводнение.

2. Поддержание давления закачкой газа:

2.1 Закачка воздуха

2.2 Закачка сухого газа

2.3 Закачка обогащенного газа

2.4 Закачка газа при параметрах, близких к критическим

3. Тепловые методы воздействия:

3.1 Закачка в пласт горячей воды

3.2 Закачка перегретого пара

3.3 Создание в пласте подвижного фронта горения

3.4 Тепловая обработка призабойной зоны пласта

Существуют другие специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных выше. К этим методам относят закачку различных веществ в пласт, таких как растворители с последующим их проталкиванием сухим газом или водой; карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицелярные 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 пластовые, что приводит к большим удельным расходам энергии на единицу добытой нефти по сравнению, например, с закачкой воды.

Технология поддержания пластового давления закачкой воды

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300-500 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;

- при однородном пласте с хорошими коллекторскими 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 на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и 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. Ускороения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных 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;

- 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 некоторые возможные потери нефти вследствие образования целиков между нагнетательными скважинами. Нефть из этих целиков может быть вытеснена только при очень тщательном регулировании процесса выработки, включая бурение дополнительных скважин.

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

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется чрез систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего ряда с несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурным заводнением.

Выбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капитальных вложений. Как правило, линии нагнетательных скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллекторскими свойствами и перпендикулярно к доминирующему простиранию линз и проницаемых песчаников, что позволяет устранить или уменьшить блокировку нагнетаемой воды и повысить охват пласта воздействием.

Законтурное заводненение при наличии внутриконтурного должно предотвратить вытеснение нефти во внешнюю - законтурную область, а также интенсифицировать процесс. С энергетической точки зрения использование внутриконтурного заводнения более эффективно, чем законтурного и приконтурного, так как почти вся нагнетаемая вода используется в этом случае для вытеснения нефти по обе стороны разрезающего ряда. При внутриконтурном заводнении скважины разрежающих рядов эксплуатируются на нефти через одну для формирования фронта вытеснения, т.е. полосы водонасыщенной части пласта.

Перечисленные системы заводнения, как правило, применяются на больших оконтуренных месторождениях с установленными границами и достаточно достоверными данными о характеристиках пласта.

Блочное заводнение целесообразно на больших неокнтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами. При окончательной разведке и оконтуривании месторождения блоки, введенные в эксплуатацию раньше, технологически вписываются в общую схему разработки и составляют с ней органическое целое.

Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта, на которые не распространяется влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большого объема нефтенасыщенной части или его слабопроницаемых зон.

При достаточно детальной геологической изученности объекта разработки очаговое заводнение может применяться и как самостоятельное на всех этапах разработки и доразработки месторождения и в известном смысле являются средством регулирования процесса вытеснения.

Избирательную систему заводнения применяют, как и очаговую, при выработке запасов нефти из сильно неоднородных прерывистых как по простиранию, так и по толщине коллектора. При этой системе точки бурения нагнетательных скважин определяют с учетом детального изучения геологических условий распространения продуктивного пласта, его связей с забоями ближайших добывающих скважин и таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вытеснения нефти водой и свести до минимума влияние неоднородности и линзовидности пласта на полноту выработки и конечный коэффициент нефтеотдачи. Вследствие этого нагнетательные скважины оказываются расположенными на площади хаотично, отражая естественную неоднородность коллектора. Это осложняют систему водоснабжения нагнетательных скважин. На первых этапах разработки, когда геологическая информация ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть применена. Она эффективна лишь на последующих этапах, когда выявляются детали строения пласта и результаты влияния на скважины основной системы заводнения.

Площадное заводнение - наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи-, или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются. При разбуривании площади по таким равномерным сеткам скважин оказывается, что при пятиточечной схеме на каждую нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме две добывающие, а при девятиточечной три добывающие скважины. Учитывая, что нагнетательные скважины не дают продукцию, становится очевидным, что девятиточечная схема экономически выгоднее, однако интенсивность воздействия на залежь при этом меньше и вероятность существования целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины больше. Площадное заводнение используют на последних стадиях разработки как вторичные методы добычи нефти. Однако система площадного заводнения имеет самостоятельное значение, может эффективно использоваться на ранних этапах разработки при хорошей изученности пласта.

Перечисленные схемы размещения скважин могут применяться не только при закачке воды, но и при закачке газа или при проталкивании газом или водой различных растворителей в виде оторочек.

Технология и техника нагнетания воды для поддержания пластового давления в значительной мере определяются источником водоснабжения и качеством воды.

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента используют воду, как поверхностных водоемов, так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовую, извлекаемую из недр вместе с нефтью.

К закачиваемой воде предъявляются определенные требования, основными из которых являются следующие.

1. Минимальное содержание механических примесей и соединений железа.

2. Отсутствие сероводорода и углекислоты, вызываемые коррозию оборудования.

3. Предотвращение химического взаимодействия закачиваемой и пластовой воды, сопровождающегося выпадением осадков, закупоривающих поры пласта.

4. Отсутствие органических примесей - бактерий, водорослей.

Указанным требованиям в некоторых случаях удовлетворяют подрусловые воды рек, артезианских скважин и глубинных водоносных горизонтов, которые нагнетают в пласт без специальной обработки.

В большинстве случаев вода, предназначенная для закачки в пласт, требует предварительной специальной подготовки на водоочистных установках. В зависимости от ее количества она может быть подвергнута тем или иным операциям по очистке:

1) коагуляции - укрупнению мельчайших взвешенных в воде частиц с образованием осаждающихся хлопьев, в качестве коагулянта обычно применяется сернокислый алюминий (глинозем);

2) фильтрации - очистке воды от взвешенных частиц после коагуляции обычно в песчаных фильтрах;

3) обезвоживанию - удалению из воды закисей или окисей железа, выпадающих в пласте в осадок;

4) смягчению - подщелачиванию гашенной известью для доведения концентрации водородных ионов рН до 7-8 , при такой концентрации водородных ионов коагуляция идет более интенсивно;

5) хлорированию - ликвидации микроорганизмов, бактерий;

6) стабилизации - приданию ей стабильности по химическому составу и особенно предупреждению обогащения воды железом, вызывающим коррозию стальных труб.

Осн.: 1. [42-53], 3. [169-193]

Контрольные вопросы:

1. Что является целью воздействия на залежь нефти?

2. Сколько основных методов воздействия на залежь нефти существуют?

3. Перечислите основные методы воздействия на залежь нефти?

4. Условия применения заводнений?

5. Уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям?

6. Что показывает коэффициент текущей компенсации?

2.2 Водоснабжение системы поддержания пластового давления

Схемы водоснабжения для заводнения пластов в зависимости от местных условий каждого района могут быть различными. Однако любая из них с использованием поверхностных водоемов в качестве источников водоснабжения состоит из следующих основных элементов:

1) водозаборных сооружений для забора воды из источников и подачи ее насосами в водопроводную сеть или на водоочистную установку;

2) водоочистной установки, если требуется очистка воды;

3) сети магистральных и разводящих водоводов;

4) кустовых насосных станций для подачи в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины;

5) нагнетательных скважин.

Если для заводнения используют пластовую волу, извлекаемую вместе с нефтью, то в описанной выше схеме исключают водозаборные сооружения, вместо которых строят обычно в составе водоочистных сооружений буферные резервуары для приема воды.

Схема водоснабжения еще более упрощается, если для заводнения нефтяных пластов используют воды водоносных горизонтов - верхних и нижних. При этом отпадает необходимость в строительстве водозаборных сооружений, водоочистных установок, сети водоводов. Для закачки воды в пласт обычно используют погружные центробежные насосы с высокими подачами, спускаемые в водяную скважину, которая в ряде случаев может служить одновременно и нагнетательной.

Окончательный выбор источника водоснабжения для каждого месторождения, определяющего технологию и технику забора и закачки воды в скважины, возможен на основе технико-экономического анализа. Рассмотрим несколько вариантов.

В а р и а н т 1. При закачке речной воды мало использовать классическую схему водоснабжения, включающую речные водозаборы, станции водоподъёма, кустовые насосные станции, магистральные и разводящие водоводы. Протяжённость трубопроводов определяется расположением водозаборов относительно объектов заводнения.

В а р и а н т 2. Вода из водозаборных скважин самотёком или водоподъёмными установками подаётся на кустовую насосную станцию; здесь давление увеличивается до требуемого, и вода по системе разводящих водоводов закачивается в скважины. По сравнению с предыдущей, такая схема исключает строительство речных водозаборов и станций водоподъёма; сокращается протяжённость и уменьшается диаметр магистральных водопроводов. Однако возникает необходимость в бурении водозаборных скважин.

В а р и а н т 3 - принудительный межскважинный переток воды. Вода из водозаборной скважины подаётся насосной установкой непосредственно в нагнетательные, число которых определяется соотношением их суммарной приёмистости к дебиту водозаборной скважины. В общем случае - это «подземная кустовая насосная станция»; при низкой продуктивности водоносного пласта вода подаётся в одну нагнетательную скважину. В этом случае необходимо изменить конструкцию водозаборных скважин для установки в них насосного оборудования с повышенной подачей, соответствующей приёмистости нескольких нагнетательных скважин, и с напором, обеспечивающим подъём заданного объёма воды. При этом возникает возможность отказаться от строительства помимо указанных в предыдущем варианте объектов и от наземных кустовых насосных станций, значительно сократить протяжённость напорных водоводов к нагнетательным скважинам.

В а р и а н т 4 (внутрискважинный принудительный переток воды) - принудительная перекачка подземных вод насосной установкой в каждой нагнетательной скважине. В этом случае объекты поддержания пластового давления представлены только нагнетательными скважинами и линиями электропередачи.

В а р и а н т 5 - подземная кустовая насосная станция с принудительным током воды. По этой схеме вода насосной установкой подаётся в несколько нагнетательных скважин, одну из которых используют так же, как водозаборную. Требования к её конструкции те же, что и при использовании подземной насосной станции. Такой вариант закачки подземных вод исключает необходимость бурения специальных водозаборных скважин, но изменение конструкции нагнетательной скважины, в которой одновременно с закачкой ведется и забор воды, приводит к некоторому удорожанию процесса.

Возможны и другие способы подъема воды из скважин - газлифтный с использованием попутного газа и с применением струйного насоса. Однако в этих случаях себестоимость закачиваемой воды в сравнении с использованием подземных кустовых насосных станций возрастает.

Применение простых технологических схем забора и закачки воды в нефтяные пласты позволяет быстро, практически с начала разработки нефтяных месторождений, эффективно решать задачу поддержания пластового давления.

Важным условием снижения затрат на поддержание пластового давления является закачка воды без предварительной подготовки. Результаты промышленной закачки воды показывают, что нагнетательные скважины сохраняют в течение продолжительного времени высокую и устойчивую приемистость, несмотря на значительное количество внесенных попутно в пласт загрязнений. Об этом свидетельствуют и данные исследования нагнетательных скважин методом восстановления давления, что указывает на особую роль трещин в призабойной зоне пласта в процессе закачки.