Основы нефтегазопромыслового дела

Применяют два варианта закачки: 1) создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте глубинный насос доспускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути он расплавляет парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости от стенок скважины.

Второй вариант закачки горячего нефтепродукта в скважину осуществляется по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячий нефтепродукт или нефть закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, в скважину спускают глубинный насос и пускают ее в эксплуатацию. Горячий продукт растворяет парафино-смолистые отложения в призабойной зоне и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Из сравнения этих двух вариантов закачки горячего нефтепродукта в скважину следует, что первый вариант более прост по своему осуществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной линии; призабойная зона скважины практически не прогревается.

Закачка горячего нефтепродукта в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.

Прогрев призабойной зоны горячей водой. Во многих нефтедобывающих районах для прогрева призабойной зоны скважин используют в качестве теплоносителя пластовую воду. Воду нагревают до 90--95° С, добавляют в нее определенное количество поверхностно-активного вещества (0,5--0,1% объема воды) и закачивают в пласт. Технология закачки воды аналогична закачке горячих нефтепродуктов.

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. При этом способе обработки призабойной зоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После некоторого промежутка времени эксплуатацию скважины возобновляют.

Электротепловая обработка при-забойных зон. Этот способ прогревания при-забойных зон скважин осуществляется при помощи глубинных электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе.

При достижении электронагревателем заданной глубины кабель-трос на устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сматывают остаток его с лебедки и присоединяют конец к автотрансформатору. Включают рубильник на блоке управления станка-качалки и автомат на пульте управления. С этого момента начинается прогрев призабойной зоны.

Радиус прогрева пласта выбирают, исходя из возможного расстояния, в пределах которого происходит интенсивное образование парафино-смолистых отложений. Ориентировочно это расстояние принимают равным от 0,3 до 1,5 м. Расчетным путем определяют время прогрева. Обычно прогрев производится в течение 3--7 суток.

После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.

24. Системы поддержания пластового давления

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее конечной нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластовой энергии путем нагнетания в залежь воды, газа или воздуха.

В большинстве случаев для поддержания пластовой энергии применяют законтурное заводнение, т. е. закачку воды в законтурные водоносные зоны залежи. Иногда законтурное заводнение дополняют внутриконтурным или центральным очаговым заводнением. При законтурном и внутриконтурном заводнении контур питания залежи добавочной энергией приближается непосредственно к залежи или находится в ней, что позволяет вести разработку залежи высокими темпами.

В залежах нефти с газовой шапкой или с большими углами падения пород нагнетание газа в повышенную часть залежи (или газовую шапку) способствует поддержанию в ней давления, а следовательно, и сохранению дебитов скважин на неизменном уровне или их увеличению.

При искусственном воздействии на залежь с целью поддержания пластовой энергии рабочий агент целесообразно нагнетать в залежь с самого начала ее разработки. Это позволяет поддерживать пластовое давление на высоком уровне, близком к первоначальному, сохранять повышенные дебиты скважин и интенсифицировать разработку залежи, а также обеспечивает получение повышенных коэффициентов нефтеотдачи, присущих напорным режимам.

На месторождениях, эксплуатируемых за счет истощения энергии растворенного в нефти газа, обычно к моменту полного истощения пластовой энергии остаточная нефтенасыщенность залежей достигает еще значительных величин. Для разработки таких залежей могут применяться «вторичные методы» добычи нефти, т. е. те же методы нагнетания в пласт воды, газа или воздуха, но в меньших масштабах и при меньших давлениях, чем при процессах поддержания пластового давления, проводимых с самого начала разработки залежей.

При вторичных методах добычи нефти нагнетание в пласт воды или газа с целью частичного восполнения утраченной пластовой энергии осуществляется чаще всего рассредоточено по всей площади нефтяной залежи (площадное заводнение, площадная закачка газа или воздуха). При этом остаточная нефть вытесняется вводимым в пласт рабочим агентом на ограниченных участках залежи.

Выбор рабочего агента при площадном нагнетании его в пласт зависит от ряда условий: литологической характеристики пород пласта, степени его истощения и обводненности, доступности того или иного рабочего агента, технического состояния скважин, мощности пласта и т. п.

Законтурное и внутриконтурное заводнение

При законтурном заводнении воду нагнетают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи (рис.). Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

Наиболее благоприятными объектами для законтурного заводнения являются пласты, сложенные однородными песками или песчаниками, с хорошей проницаемостью и не осложненные нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложенных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в таких пластах отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.

При осуществлении законтурного заводнения создается искусственный контур питания залежи энергией, приближенный к зоне ее разработки, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти из пласта и, следовательно, для интенсификации разработки залежи.

При плохой проницаемости пород в приконтурной зоне нагнетательные скважины иногда располагают внутри контура в водонефтяной зоне пласта, в его более проницаемых частях. Такой вариант закачки воды в пласт носит название приконтурного» заводнения.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на два-три близлежащих ряда эксплуатационных скважин. Поэтому в начальной стадии разработки крупных залежей нефти с применением законтурного заводнения бурят только два-три внешних ряда эксплуатационных скважин, оставляя центральную часть залежи неразбуренной. Так делают потому, что скважины внутренних рядов прироста добычи нефти не дадут, в то же время отбор нефти из них приведет к падению пластового давления в центральной части залежи.

При описанной системе разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением в чи- стом виде центральные ряды скважин разбуривают по меpe обводнения и выхода из строя, наружных рядов скважин. Такой порядок разбуривания и разработки залежи хотя и обеспечивает наиболее полное использование пластовой энергии, но имеет тот недостаток, что центральные части залежи остаются законсервированными на длительноевремя и общий срок эксплуатации залежи удлиняется. Поэтому законтурное и приконтур-ное заводнение может с наибольшим эффектом применяться при разработке только таких залежей, размеры которых позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, но не больше двух-трех и как максимум четырех рядов скважин» на каждую линию нагнетания.

При применяемых в настоящее время расстояниях между рядами эксплуатационных скважин (500--800 м) для полного одновременного разбуривания всей площади нужно, чтобы ширина залежи в пределах ее внутреннего контура нефтеносности была не больше 4--5 км.

Для интенсификации разработки нефтяных месторождений с применением искусственных методов воздействия на пласт в последнее-время стали широко применяться различные комбинации законтурного заводнения с внутриконтурным.

Наиболее распространенным методом такой интенсификации является искусственное «разрезание» залежи на отдельные площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естественного контура нефтеносности. Таким образом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно.

Вряде случаев для интенсификации разработки применяют комбинацию законтурного или приконтурного заводнения с внутриконтурным центральным заводнением. При центральном заводнении в центре площади бурят батарею или кольцевой ряд нагнетательных скважин.

Для поддержания среднего пластового давления в залежи примерно на одном уровне общий объем закачиваемой в пласт воды при заводнении должен равняться объему извлекаемой из пласта жидкости и газа.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования.

Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется делением заданного объема закачки воды в сутки на поглотительную способность одной скважины.

Нагнетание газа или воздуха в повышенные части залежи

Наиболее благоприятными объектами для проведения процесса поддержания или восстановления пластового давления при помощи нагнетания в пласт газа или воздуха являются пласты с крутыми углами падения, имеющие хорошую проницаемость и однородность состава пород и насыщенные маловязкой нефтью. В таких пластах сжатый газ или воздух нагнетают в газовую шапку или, если ее нет, в повышенную купольную часть. В последнем случае нагнетание газа имеет целью искусственное создание газовой шапки и тем самым превращение режима работы залежи в газонапорный.

При пологом залегании пластов, малой проницаемости пород п тяжелой нефти нагнетание газа в пласт с целью поддержания пластового давления может быть неэффективным. В этом случае весьма трудно регулировать работу газа и он неизбежно будет проскальзывать в эксплуатационные скважины, не производя полезной работы.

Количество нагнетаемого газа должно быть таким, чтобы заданное пластовое давление сохранялось длительный срок. В идеальном случае это количество в пластовых условиях по объему должно равняться объему извлекаемой из пласта продукции (нефти, газа, воды) или быть даже больше этого объема. Практически это осуществить трудно. Но если и удается возвратить в пласт 70--80% извлекаемого из него газа, то и тогда условия проведения процесса будут удовлетворительными, так как темп падения пластового давления будет сильно замедлен.

Процесс поддержания пластового давления путем закачки в пласт с самого начала его разработки газа или воздуха требует строительства мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитанными на высокое давление, так как давление нагнетания должно быть на 10--20% выше пластового давления. Сооружение таких компрессорных станций со всем подсобным хозяйством связано с затратой крупных капиталовложений и является весьма трудоемкой работой. Поэтому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового давления на уровне, который может быть обеспечен стандартными компрессорами, рассчитанными на давление 5--10Мн/м2, т. е. закачку газа в пласт начинают на более поздней стадии разработки пласта.

Для закачки газа или воздуха обычно используются скважины, расположенные в присводовой части залежи. В качестве рабочего агента лучше всего применять естественный нефтяной газ, но если промысел не располагает нужным количеством газа, то при отсутствии в пласте газовой шапки можно в сводовую часть залежи закачивать также и воздух. Нагнетание воздуха в газовую шапку нежелательно, так как приводит к значительному ухудшению качества газа.

Количество нагнетаемого в скважины газа или воздуха оценивается опытным определением поглотительной способности скважин. Практически можно считать нормальным, если в каждую нагнетательную скважину закачивается от 10 до 25 тыс. ms газа при давлении нагнетания от 5 до 9 Мн/м2. Экономическая эффективность нагнетания газа меньше, чем нагнетания воды, вследствие необходимости сжимать газ до давления, большего, чем пластовое. Затраты энергии на сжатие при этом мало компенсируются выигрышем, полученным вследствие меньших гидравлических сопротивлений при его закачке в пласт по сравнению с водой.

Контроль за проведением процесса закачки газа в пласт с целью поддержания пластового давления заключается в строгом учете количества закачанного газа, в наблюдении за изменением пластового давления, в регулировании продвижения газо-нефтяного контакта.

25. Подземный ремонт скважин