Экранирование отложениями асфальта и битума

Песчаные образования ископаемых русел палеорек.

Прибрежно-дельтовые образования палеорек

Песчаные валоподобные образования ископаемых баров г

Линзовидно-или гнездообразно залегающие коллекторы среди непроницаемых пород

Стратиграфические

В коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых несогласно залегающими слоями непроницаемых породмых пород:

Под несогласиями на тектонических структурах

Останцовые

Выступовые

Участки стратиграфических несогласий на антиклиналях или моноклиналях

Участки эродированной поверхности погребенных останцов палеорельефа

Выступы кристаллического фундамента

4. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Эксплуатационным объектом или объектом разработки называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной сеткой скважин.

Сиситемы разработки.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность геолого-технологических и технических мер и мероприятий, направленных на извлечение углеводородов из недр и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает:

- потребности страны в нефти (газе);

- возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах.

Вплоть до середины 40-х гг. разработка нефтяных месторождений осуществлялась только с использованием природной энергии залежей.

С середины 40-х гг. в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается в основном с освоением месторождений платформенного типа, которым свойственны большие размеры площадей нефтеносности, значительные глубины залегания основных продуктивных пластов и в большинстве случаев малоэффективный природный режим - упруговодонапорный, быстро переходящий в режим растворенного газа.

Ученые и производственники в сравнительно короткий срок обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путем нагнетания в них воды. Широкое распространение метода заводнения началось в середине 40-х гг. Первоначально он был внедрен на новых нефтяных месторождениях Башкирии и Татарии - Туймазинском, Ромашкинском, Шкаповском, Бавлинском и др., затем был распространен во всех нефтедобывающих районах страны на новых месторождениях с недостаточно эффективными природными режимами.

Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных объектов на высокие уровни добычи и увеличивать в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных режимах.

Системы разработки с заводнением обеспечивают наибольший эффект при разработке залежей маловязкой нефти, приуроченных к продуктивным пластам с умеренной неоднородностью и повышенной проницаемостью. При разработке залежей с ухудшенной геологопромысловой характеристикой (повышенная вязкость пластовой нефти, пониженная проницаемость пород-коллекторов) с помощью заводнения также достигается повышение коэффициента извлечения нефти почти в 2 раза по сравнению с его величиной при разработке на природном режиме, но абсолютные значения этого коэффициента не во всех случаях достаточно высоки.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;

3) при необходимости - о методе воздействия на пласт и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади;

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.

К числу нефтяных залежей с эффективными природными режимами относят залежи с водонапорным и активным упруговодонапорным режимами.

Наиболее распространенный метод воздействия - заводнение - не приносит нужных результатов при вязкости нефти в пластовых условиях более 30-40 мПас, поскольку при этом в пласте не создается устойчивого фронта вытеснения нефти водой: последняя быстро перемещается по тонким наиболее проницаемым прослоям пласта, оставляя невыработанным основной объем залежи. Заводнение не может быть.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми (“кольцевыми”) рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной мощности пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей мощности. В процессе разработки происходит “стягивание” контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, - скважины последующих рядов.

Система разработки с использованием напора подошвенных вод. Систему применяют для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти всей площади залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; размеры залежи уменьшаются.

При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров. При высоте залежи, составляющей 200-300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти - до 1-2 мПас, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной мощности, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При низкой вязкости нефти и неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие нефтенасыщенной мощности.

Система разработки с использованием энергии выделяющегося из нефти газа. Система применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной сетке с перфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной мощности.

Система разработки с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки. Система разработки нефтяной части газонефтяной залежи предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной мощности со значительным отступлением от контактов.

Поскольку вода обладает лучшей отмывающей способностью по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками.

При значительном объеме нефтяной части залежи по сравнению с газовой шапкой более эффективное действие напора вод и уменьшение влияния газовой шапки проявляются при больших углах падения пластов и значительной высоте нефтяной части залежи, высоком пластовом давлении, повышенных значениях проницаемости и гидропроводности пород-коллекторов. В рассматриваемых условиях разработка залежи в значительной мере усложняется вследствие образования конусов газа и воды. Это необходимо учитывать при обосновании интервалов перфорации и дебитов скважин.

Система с использование напора пластовых вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из нефтегазовой залежи (с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа, соответствующих темпам снижения давления в нефтяной части залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК.

Виды заводнения

Законтурное заводнение.

При этой разновидности заводнения вода нагнетается в законтурную водоносную часть продуктивного пласта (рис. 75). С целью приближения нагнетательных скважин к зоне отбора их следует располагать 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 достаточно эффективен при небольшой ширине залежей (до 5-6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти (до 2-3), высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм² и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью.

Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокой нефтеотдачи (до 60% и иногда выше) при расположении добывающих скважин в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой.

Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение может быть применено как в сочетании и использованием энергии свободного газа, так и при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки.

При этом виде заводнения на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин. В целом законтурное заводнение в настоящее время применяется ограниченно, поскольку залежи с указанной характеристикой встречаются нечасто.

Приконтурное заводнение.

При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагают на некотором удалении от внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при значительной ширине водонефтяной зоны, а также при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной.

Внутриконтурное заводнение.

Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей:

1) При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания.

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 невысокой его проницаемости, повышенной вязкости нефти или ухудшении условий фильтрации и ВНК.

2) При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади самостоятельной разработки разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике.

Большое преимущество системы разработки с разрезанием объекта на площади - возможность начинать проектирование и разработку с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами. Применение рассматриваемой разновидности заводнения возможно при условии, что ко времени ввода в разработку месторождение разведано достаточно хорошо, так что известно положение начальных внешних и внутренних контуров нефтеносности по всем пластам объекта.

3) При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси. При “круговой” форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов - вкрест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с уменьшением гидропроводности пласта. Уменьшение ширины полос при прочих равных условиях повышает активность системы заводнения благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока, что позволяет частично компенсировать пониженную продуктивность залежи.

При повышенной ширине блоков (3,5-4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине (1,6-3 км) - три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализоваться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствует. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.

Разрезание нефтяных залежей на блоки нашло самое широкое применение практически во всех нефтедобывающих районах страны.

4) При сводовом заводнении нагнетание воды осуществляется в скважины одного практически прямолинейного или кольцевого разрезающего ряда, расположенного в сводовой части залежи. Эти разновидности заводнения применяют для пластов, геолого-физическая характеристика которых благоприятна для применения разрезания вообще. Рациональны они для залежей с умеренной площадью нефтеносности.

5) Площадное заводнение также разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку.

Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения 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.

Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы разработки с равными расстояниями между всеми скважинами. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элементы системы. Эти системы обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов, характеризующихся относительно однородным строением пластов и представленных терригенными или карбонатными коллекторами порового типа.

В последние годы специалистами объединения “Удмуртнефть” доказана целесообразность применения для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам, площадной системы заводнения, названной ими ячеистой.

Ячеистая система повышает эффективность разработки залежей, обеспечивая резкое увеличение величины отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин (до 6:1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях.

6) Избирательное заводнение - разновидность внутриконтурного заводнения - предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке с учетом изменчивости его геологического строения.

При составлении первого проектного документа на разработку местоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта по равномерной сетке и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выбирают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. 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.

7) Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнения (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.), если они не обеспечивают влияние закачки воды по всей площади объекта. Очаги заводнения (нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных (выработанных) участках разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят специальные дополнительные скважины.

8) Головное заводнение. По существ. эта разновидность близка к сводовому заводнению. Головным называют нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.

9) Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной.

Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта, исходя из его геологопромысловой характеристики, для него может быть рекомендовано две, а иногда и три разновидности заводнения.

Новые методы разработки нефтяных залежей.

Новые методы разработки (повышения коэффициентов извлечения нефти) по виду применяемого процесса можно подразделять на следующие группы:

физико-химические методы - вытеснение нефти водными растворами химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей), мицеллярными растворами и др.; теплофизические методы - нагнетание в пласты теплоносителей - горячей воды или пара; термохимические методы - применение процессов внутрипластового горения нефти - “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.; методы вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами - растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

В отличие от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при внедрении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты. Испытание методов в промысловых условиях показывает, что оценка эффективности новых методов по данным лабораторных и теоретических исследований нередко бывает завышенной. Поэтому при выборе объектов наряду с экспериментальными данными необходимо учитывать результаты широкого испытания методов в различных геологопромысловых условиях.

При обосновании применения новых методов следует учитывать, что многие из них дорогостоящие, требуют использования дефицитных реагентов или сложного оборудования. Поэтому при из проектировании и внедрении особое внимание следует уделять вопросам экономики.

Заводнение с использованием химических реагентов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02-0,2%. Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды, называемой в этом случае рабочим агентом. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и обычное заводнение. С их помощью может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти (вплоть до 50-60 мПас), при котором возможно применение методов воздействия, основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентов извлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3-10%. Ниже кратко рассматриваются наиболее известные методы.

Вытеснение нефти водными растворами полимеров. Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: _о=_н/_в. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти - 10-50 мПас. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов - более 0,1 мкм². Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ. Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5-30 мПас, проницаемости пласта выше 0,03-0,04 мкм², температуре пласта до 70^о С.

В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10% от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости - раствора полимера, а последнюю - рабочим агентом - водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм². Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применение метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25-30%. Рекомендуется вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПас, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70-90⁰ С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же фактора, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей - более 40 - 50 мПас, для которых метод заводнения не пригоден.

Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти - 0,4-0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляция нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность - 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2%, проницаемость более 0,5 мкм²), поскольку при этом сокращаются потери тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящие к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью - не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны - полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами, что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара, температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3-4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так де, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы. Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемыми в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым “горением”). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

прямоточное “сухое” горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500-2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000 мПас и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм² и нефтенасыщенности более 30-35%. Мощность пласта должна быть более 3-4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать 70-80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней и нижней частей.

Процесс сухого горения с связи с высокой температурой горения - 700⁰ С и выше - более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре - соответственно 400-500 и 200-300⁰ С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16-20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения. К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами - двуокисью углерода СО₂, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С₂-С₆), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом - 10-20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода - 8-14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов - более 100-1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти - менее 5 мПас и относительно небольшая мощность пластов - до 10-15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удается реализовать более дешевый метод - заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном - не более 96-97⁰ С, так при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуется для пластов с высокой нефтенасыщенностью - более 60-70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35-40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

5. СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Основным процессом в добыче нефти и газа является подъем газожидкостной смеси на дневную поверхность. При всех способах добычи нефти газожидкостная смесь движется по насосно-компрессорным трубам (НКТ) от забоя до устья скважины. При подъеме газожидкостной смеси из нее выделяется газ. Способы добычи нефти в зависимости от пластового давления, физических свойств нефти, коллекторских свойств продуктивного пласта и т.д. подразделяются на:

1. Фонтанный, когда нефть поднимается на поверхность под давлением природной (пластовой) энергии.

2. Газлифтный, когда нефть поднимается за счет газа, нагнетаемого в скважину.

3. Насосный, или механизированный, когда нефть поднимается на поверхность с помощью насосов, таких как:

- глубинные с приводом от станков-качалок (НГН);

- электроцентробежные (ЭЦН);

- винтовые;

- гидропоршневые.

Фонтанная эксплуатация

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходитза счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать.

В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всегоосновную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в насосно-компрессорных трубах на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения.

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

Принято различать три режима движения газожидкостной смеси.

1. Пузырьковый режим, когда жидкость с мелкими пузырьками газа высокого давления движется в нижней части подъемных (НКТ) труб. При этом пузырьки газа свободно перемещаются в жидкости.

2. Снарядный или пробковый режим, когда из жидкости выделяется значительное количество газа в виде крупных пузырьков, имеющих удлиненную форму. узырьки газа чередуются с жидкостными перемычками. Снарядный режим проявляется главным образом в средней части подъемных труб (НКТ). При дальнейшем движении газожидкостной смеси из жидкой фазы выделяется все больше пузырьков газа, происходит их слияние, за счет чего размеры пузырьков увеличиваются. При этом режиме происходит пульсация газожидкостной смеси и скважина работает неравномерно.

3. Дисперсно-кольцевой режим, когда газообразная фаза движется по центру подъемных труб, образуя ядро потока, а жидкая фаза движется по стенкам подъемных труб. В ядре газообразного потока содержатся капли жидкости. Дисперсно-кольцевой режим проявляется в основном в подъемных трубах ближе к устью скважины, где наблюдается значительное снижение давления и наибольшие скорости движения газожидкостной смеси. В работающей скважине устанавливается динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве. По давлению столба жидкости в этом пространстве определяется забойное давление.

Фонтанные скважины имеют наземное и подземное оборудование. К наземному оборудованию относятся колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия.

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы, т.е. подъемник. Насосно-компрессорные трубы в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях, проведения ремонтно-эксплуатационных работ в скважинах и т.д.

Газлифтная эксплуатация. При определенных условиях, когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом.

В настоящее время в качестве рабочего агента воздух использовать запрещено, т.к. при определенном соотношении углеводородных газов и воздуха образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, называется газлифтом. Действие газового или воздушного подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходящем за счет пластового давления и энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник состоит из двух трубопроводов. Один из них служит для подачи газа, а другой - для подъема жидкости с забоя на поверхность.

Нагнетая газ по воздушным трубам, он вытеснит вначале всю находящуюся в них жидкость, затем, продолжая поступать в подъемные трубы, будет перемешиваться с жидкостью. Плотность этой жидкости становится меньше первоначальной плотности жидкости, за счет чего уровень жидкости в подъемных трубах начнет повышаться; чем больше вводить газа в подъемные трубы, тем меньше становится плотность жидкости в скважине и тем на большую высоту она поднимается. Подъем жидкости, кроме отмеченного, зависит также от погружения труб в жидкость.

В случае погружения воздушных труб на небольшую глубину под жидкость газ не поднимает жидкость на поверхность. Он поднимает жидкость на небольшую высоту. Газ будет прорываться через жидкость и стекать по стенам труб вниз.

Для подъема жидкости можно использовать газ из газовых скважин или из газопровода высокого давления. Если газ берется из газопровода, то он вначале подается в газораспределительную будку, из нее - по промысловым газопроводам. Этот метод называется бескомпрессорным газлифтом. Кроме этого, может быть использован внутрискважинный газлифт.

Преимущества газлифтного способа:

- все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;

- простота конструкций оборудования;

- возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;

- простота регулирования дебита нефти скважины (увеличение или уменьшение подачи газа в скважину);

- возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;

- простота исследования скважин.

Однако, наряду с преимуществами, газлифтный способ имеет и серьезные недостатки:

- большой расход НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;

- низкий к.п.д. подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях к.п.д. подъемника часто не превышает 5%);

- большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;

- большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.

Но большие капитальные вложения на строительство быстро окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных скважин быстро снижается и в итоге становится значительно ниже, чем при добыче нефти механизированными способами.

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами

Наиболее распространенным способом добычи нефти в нашей стране является эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами с приводом от станков-качалок (СКН). Около 70% действующего фонда нефтяных скважин в нашей стране эксплуатируются глубинными насосами, которыми добывается более 30% от общего объема добычи нефти. Этому способствует простота оборудования и его обслуживания, небольшие затраты на обустройство скважин, что позволяет с высокими экономическими показателями эксплуатировать скважины с дебитами от нескольких килограммов до нескольких десятков тонн нефти в сутки.

Штанговыми глубинными насосами можно добывать нефть с глубины до 3000 метров. В основном глубинно-насосную эксплуатацию применяют в среднедебитных (до 30-40 т/сут) и малодебитных (до 1 т/сут) нефтяных скважинах. Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами. В промысловых условиях применяются невставные и вставные штанговые насосы.

В невставных (их еще называют трубные) насосах основные узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается цилиндр насоса, а затем в НКТ на штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и всасывающий клапан. Поднимают невставной штанговый насос также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а затем насосно-компрессорные трубы с цилиндром насоса. Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде, т.е. цилиндр насоса вместе с плунжером спускаются на штангах. Извлекают вставной насос на поверхность также в собранном виде поднятием штанг. Вставной насос в собранном виде спускают, устанавливают и закрепляют с помощью специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. Для смены вставного насоса, вышедшего из строя по тем или иным причинам, поднимают на поверхность только штанги, а насосно-компрессорные (подъемные) трубы остаются в скважине, и их извлекают только тогда, когда необходимо заменить или отремонтировать замковое приспособление. Как видно, при смене вставного насоса затрачивается значительно меньше времени, чем при смене невставного (трубного) насоса. При эксплуатации скважин вставными штанговыми насосами насосно-компрессорные (подъемные) трубы служат дольше, чем при эксплуатации скважин невставными насосами, т.к. их подъем и спуск производят сравнительно редко. Это особенно важно при эксплуатации глубоких скважин. Однако если в добываемой нефти имеются парафин и смолы, то в этом случае вставные насосы практически не используются.

При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками часто возникают осложнения.

К осложнениям относятся:

1. Большое количество свободного газа, поступающего вместе с нефтью в скважину.

2. Вынос вместе с нефтью песка в скважину.

3. Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах.

4. Искривление ствола скважины.

Часто возникают осложнения в работе штанговой установки из-за вредного влияния газа на насос, уменьшающего коэффициент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения.

Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса.

Эксплуатация скважин погружными центробежными насосами.

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами нашла широкое применение в нашей стране и до настоящего времени является одним из наиболее распространенных способов добычи нефти. В то же время с ростом обводненности продукции, особенно в конце 2-й стадии разработки месторождения, а также на 3-й и 4-й стадиях, с целью недопущения резкого падения добычи нефти требуется больше отбирать жидкости из скважин, но глубинными штанговыми насосами практически возможно отбирать не более 40-50 м3/сут. Кроме того, межремонтный период штанговых глубинных установок в среднем составляет не более 260-280 суток. Наряду со штанговыми глубинными насосами с середины 60-х годов на промыслах Самарской области, Татарии, Башкирии и в других нефтедобывающих объединениях начали внедрять электроцентробежные погружные насосы (ЭЦН). Уже к 1970 году электроцентробежными погружными насосами эксплуатировалось около 5 тысяч скважин, из которых добывалось 84 млн. тонн нефти, а из 37000 скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, добывалось 65 млн. т нефти.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

1. Простота наземного оборудования;

2. Возможность отбора жидкости из скважин до 1000 м3/с:

3. Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;

4. Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;

5. Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;

6. Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб;

7. Повышение культуры производства.

Все это способствовало тому, что в последующие годы ЭЦН нашли широкое применение, особенно для эксплуатации обводненных, высокодебитных наклонных и глубоких скважин. зависимости от условий эксплуатации погружные центробежные насосы выпускаются в двух исполнениях. Насосы для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с незначительным (до 0,01 % по массе) содержанием механических примесей и износостойкие - для эксплуатации скважин с высокой обводненностью и значительным (до 1 % по массе) содержанием механических примесей в добываемой жидкости.

Погружной центробежный насос представляет собой набор большого числа рабочих колес и направляющих аппаратов, предварительно собранных на валу и заключенных в стальной корпус, изготовленный из трубной заготовки. Число рабочих колес и направляющих аппаратов (ступеней) в выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332.

Во время работы электроцентробежного насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной открытой части рабочего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение. Выбрасываемая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, следовательно, значительной кинетической энергией - энергией движения. Для преобразования этой энергии в энергию давления служат специальные направляющие устройства, которые состоят из системы фигурных лопаток, охватывающих рабочее колесо. Жидкость, проходя между этими лопатками, изменяет направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.

Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более пластов одной скважиной.

Большинство нефтяных и газовых месторождений как у нас в стране, так и за рубежом являются многопластовыми. При этом несколько продуктивных пластов располагаются поэтажно один над другим. Разработка таких месторождений самостоятельными сетками скважин, пробуренными на каждый отдельный пласт, с точки зрения рациональной разработки, является наиболее предпочтительной. Однако опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений уходит на бурение скважин. Поэтому разработка многопластовых месторождений самостоятельными сетками скважин на каждый пласт требует огромных капитальных затрат и не всегда экономически и технологически оправдана. В этой связи часто при разработке многопластовых месторождений объединяют несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объект, что позволяет сокращать сроки разработки месторождения, уменьшать капитальные вложения на бурение скважин и обустройство месторождений и т.д. В то же время одновременная разработка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объединяемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значениях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают методом одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной (ОРЭ). В зависимости от конкретных геолого-технических условий разработки залежей, технических и эксплуатационных характеристик скважин применяется одна из имеющихся в настоящее время схем ОРЭ. Обязательные требования ко всем схемам ОРЭ - возможность раздельного освоения и пуска в эксплуатацию каждого пласта, замера дебитов нефти каждого пласта в отдельности, а также раздельного замера каждого пласта на обводненность, газосодержание и исследование каждого пласта на приток нефти и газа.