Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Це призводить до передчасного обводнення продукції видобувних

свердловин, потреби в здійсненні ремонтно-ізоляційних робіт, збіль-

шення тривалості і вартості розробки родовищ.

Способи

регулювання

процесу нагнітання води (аналогічно і газу) по

окремих пластах можуть передбачати: а) підведення до гирла нагні-

тальної свердловини водоводів високого та низького тисків і подавання

води окремо по колоні НКТ та по затрубному простору в роз'єднані

пакером пласти; б) подавання води у свердловину під високим тиском

через один канал і розподіл її з різними тисками по окремих пластах з

використанням змінних або регульованих вибійних штуцерів; в)

періодичне нагнітання води у високопроникні пласти шляхом відклю-

чення їх пакерами або еластичними кулями за постійного нагнітання

води у низькопроникні пласти; г) комбінацію розглянутих методів.

Серед запропонованого обладнання можна виділити одно- і

двопакерні

конструкції.

Другий верхній пакер застосовують за

необхідності нагнітання води у верхній пласт під тиском, який

перевищує міцнісну характеристику обсадної

колони.

Для нагнітання в

три і більше пластів можуть використовуватися одно- і багатоколонні

конструкції

із

застосуванням вибійних регуляторів витрати.

3.3

Гідродинамічні методи підвищення нафтовилучення під час

заводнення

Призначення

гідродинамічних методів - це збільшення коефіцієнта

охоплення малопроникних нафтонасичених об'ємів пласта витісню-

вальною водою шляхом оптимізації режимів нагнітання і відбирання

рідини за заданої сітки свердловин і порядку їх введення в роботу. Ці

методи є подальшою оптимізацію технології процесу заводнення і

тому не потребують її істотної зміни.

201

Циклічне заводнення

Технологія методу полягає в періодичній зміні витрати (тисків)

нагнітальної води за безперервного або періодичного видобування

рідини з покладу і зсувом фаз коливань тиску по окремих групах

свердловин. Внаслідок такого нестаціонарного діяння на пласт у ньому

проходять хвилі підвищення

зниження тиску.

Фізична

суть процесу полягає в тому, що під час підвищення тиску

в покладі в першій половині циклу (у період нагнітання води) нафта в

малопроникних прошарках (зонах) стискається і в них входить вода.

Під час зниження тиску в покладі в другій половині циклу (зменшення

витрати або зупинка нагнітання води) вода утримується капілярними

силами в малопроникних прошарках, а нафта виходить з них.

Тривалості циклів мають дорівнювати 4-10 діб і збільшуватися до

75...80 діб у міру віддалення фронту витіснення.

Головні критерії

ефективного застосування

методу порівняно зі

звичайним заводненням такі:

а) наявність шарово-неоднорідних або трішинувато-пористих гідро-

фільних колекторів;

б) висока залишкова нафтонасиченість (більш раннє застосування

методу на початковій стадії розробки забезпечує підвищення коефіцієнта

нафтовилучення на 5...6%

більше,

тоді як на пізній

- лише на

1...

1,5%);

в) техніко-технологічна можливість створити високу амплітуду

коливань тиску (витрати), яка реально може сягати

0,5...0,7

середнього

перепаду тиску між лініями нагнітання і відбирання (або середньої

втрати);

г) можливість здійснити компенсацію відбирання нагнітанням (у

період підвищення тиску нагнітання об'єм запомпованої води має

збільшуватися в 2 рази, а в період зниження тиску скорочуватися до

нуля внаслідок зупинки нагнітальних свердловин).

202

Циклічне заводнення означає, що в загальному випадку кожна з

наїнітальних і видобувних свердловин працює в режимі періодичної

зміни вибійного тиску (нагнітання, відбирання). Здійснення методу

потребує збільшення навантаження на нагнітальне і видобувне

обладнання. Для забезпечення рівномірнішого навантаження на

обладнання поклад потрібно поділити на окремі блоки і змістити по

них півперіоди нагнітання і відбирання.

Оснащення промислів насосами, які забезпечують високі тиски і

витрати рідини, дає змогу здійснювати процес без додаткових витрат

коштів на переобладнання системи заводнення. Разом з тим повна зу-

пинка нагнітальних свердловин може зумовлювати потребу викорис-

тання високонапірних насосів, які розраховані на тиски 25...40 МПа,

або призводити до замерзання свердловин і водоводів зимою. Застосу-

вання методу забезпечує збільшення поточного рівня видобутку нафти

і кінцевого коефіцієнта нафтовилучення.

Зміна напрямів фільтращйних потоків

Технологія

методу полягає в тому, що нагнітання води зупиняється

в одних свердловинах і переноситься на інші, внаслідок чого повинна

забезпечуватися зміна напрямів фільтраційних потоків до 90 .

Фізична суть процесу така. По-перше, в ході звичайного

заводнення внаслідок в'язкісної нестійкості процесу витіснення утво-

рюються цілики нафти, обійдені водою. По-друге, в разі витіснення

нафти водою водонасиченість вздовж напряму витіснення зменшу-

ється (див. рис. 2.2, в і 2.3). Після перенесення фронту нагнітання в

пласті створюються змінні за величиною і напрямом градієнти гідро-

динамічного тиску, в результаті чого запомпована вода входить у зас-

тійні малопроникні зони, велика вісь яких тепер перетинається з

лініями течії, і витісняє з них нафту в зони інтенсивного руху води.

203

Об'єм води нагнітання вздовж фронту доцільно розподілити пропорційно

зміні

залишкової нафтонасиченості (відповідно зміні водонасиченості).

Зміна напрямів фільтраційних потоків забезпечується шляхом

додаткового розрізання покладу на блоки, організації осередкового

заводнення, перерозподілу відборів і нагнітання між свердловинами,

створення циклічного заводнення. Метод технологічний, потребує

лише малого резерву потужності насосних станцій та наявності

активної системи заводнення (поперечні розрізаючі ряди, комбінація

приконтурного

внутрішньоконтурного заводнень та ін.).

Метод дає змогу підтримати досягнутий рівень видобутку нафти,

знизити поточну обводненість продукції

збільшити охоплення пластів

заводненням. Він ефективніший у разі підвищеної неоднорідності

пластів, високов'язких нафт і застосування в першій третині основного

періоду розробки.

Створення

високих

тисків нагнітання

Величина тиску нагнітання впливає на техніко-економічну

ефективність заводнення. У практиці заводнення спостережено

тенденцію до підвищення тиску нагнітання на гирлі від 5 до 16...20

МПа, а в окремих випадках

до

20...30

навіть до 40 МПа.

Фізична суть розкривається наступним. Узагальнення досвіду

заводнення і спеціальні дослідження показали таке: а) на існуючих

режимах нагнітання води заводненням охоплюється лише невелика

частина нафтонасиченої товщини пласта (20-25%); б) за певних тисків

нагнітання проникні (а часто і високопроникні) колектори воду не

приймають; в) за підвищення тиску нагнітання до значини вертикаль-

ного гірничого тиску збільшується товщина інтервалів пласта, які

приймають воду (збільшується охоплення товщини заводненням);

204

г) індикаторна діаграма приймальності залежно від тиску нагнітання є

нелінійною, причому темп приросту приймальності значно вищий, ніж

темп приросту тиску.

Пояснюється це тим, що з ростом тиску нагнітання тріщини пласта

розкриваються і збільшується їх проникність (див. § 2.7);

переборюється граничний градієнт тиску зсуву для неньютонівських

нафт і систем (див. § 2.6); виникає інерційний опір, який спричиняє

протилежне першим двом чинникам викривлення індикаторних ліній.

На індикаторній діаграмі можна виділити такі тиски: р - перший

критичний тиск нагнітання, який відповідає тиску розкривання або

утворення тріщин у найслабкішому за механічною міцністю інтервалі

пласта (нижньою межею його є гідростатичний тиск, який становить

близько 0,4 вертикального гірничого тиску); р" - другий критичний

тиск нагнітання, відповідний максимальній значині охоплення пласта

витісненням за товщиною, а перевищення його призводить до різкого

збільшення тріщинуватості, утворення кількох великих тріщин, які

приймають воду (він близький до вертикального гірничого тиску або

трохи перевищує його).

Технологія

методу полягає у створенні високих тисків нагнітання в

межах між тискамир' тар". А це забезпечує: а) збільшення поточних

дебітів свердловин і пластового тиску (проте недопустимо підвищу-

вати його в зоні відбирання вище тиску

р");

б) зниження обводненості

продукції за рахунок інтенсивнішого припливу нафти із мало-

проникних пропластків; в) зменшення впливу неоднорідності колек-

тора за рахунок відносно більшого приросту приймальності малопро-

никного пропластка порівняно із високопроникним; г) підвищення

поточного коефіцієнта нафтовилучення за значно меншої витрати води

внаслідок залучення до вироблення додаткових запасів нафти.

205

Застосування методу потребує вирішення ряду технічних задач.

Серійні насоси забезпечують на викиді тиск до 20 МПа, що дає змогу

використовувати метод для покладів, розташованих на глибинах усьо-

го до 1000...1500 м. Інакше потрібно спорудити або реконструювати

КНС і прокласти нові розвідні водоводи, розраховані на високий тиск,

а це призводить до великих витрат. Можна використати існуючі КНС і

водоводи, але тоді біля нагнітальних свердловин треба встановлювати

індивідуальні дотискувальні насосні устатковання, наприклад, занурені

відцентрові електронасоси (з тиском до

МПа),

які розташовуються

вертикально у свердловинах-шурфах. Слід також забезпечити високу

надійність конструкції нагнітальних свердловин, розробити надійніші

конструкції пакерів та ін. Проте застосування методу може бути осно-

вою впровадження й інших методів (циклічне заводнення, полімерне

заводнення

т.д.).

Форсування

відбирань рідини

Технологія полягає в поетапному збільшенні дебітів видобувних

свердловин (зменшенні вибійного тиску

Фізико-гідродинамічна

суть методу полягає у створенні високих

градієнтів тиску шляхом зменшення вибійних тисків р

. При цьому в

неоднорідних, дуже обводнених пластах залучаються до розробки

залишені цілики нафти, лінзи, тупикові і застійні зони, малопроникні

пропластки і ін.

Умовами

ефективного застосування

методу вважають: а) обвод-

неність продукції не менше 80...85% (початок завершальної стадії

розробки); б) високі коефіцієнти продуктивності свердловин і високі

вибійні тиски; в) можливість збільшення дебітів (колектор стійкий,

немає небезпеки проривання чужих вод, обсадна колона технічно

справна, є умови для застосування високопродуктивного обладнання,

пропускна здатність системи збирання

підготовки продукції достатня).

206

Для вирішення питання про застосування методу на конкретній

свердловині треба попередньо вивчити залежність дебіту нафти від

дебіту рідини. Дебіти рідини слід призначати за максимумом дебіту

нафти. Техніка форсування відбирань може бути різною: штангові

насоси за повного завантаження обладнання, електровідцентрові насо-

си,

які розраховані на великі подавання та ін.

На закінчення зазначимо, що діяння на привибійну зону пласта,

коли метою передбачено розширення профілів припливу і

приймальності, підвищення якості розкриття пласта і освоєння

свердловин, також сприяє збільшенню нафтовилучення. Такі та інші

методи діяння на привибійну зону пласта викладено

главах

і 10.

§ 3.4 Газові методи підтримування пластового тиску і підвищення

нафтовилучення

Запомповування газу в нафтові поклади з метою

11111

і підвищення

нафтовилучення застосовували значно раніше, ніж заводнення. Для

цього використовували повітря, випускні або димові гази, вуглевод-

невий газ. Застосування повітря припинено через багато негативних

наслідків (окислення нафти в пласті, збільшення її густини і в'язкості,

зниження товарної якості нафтового газу, утворення стійких водонаф-

тових емульсій і ін.). У випадку використання скраплених вуглевод-

невих газів, як і інших рідинних вуглеводневих розчинників, виникає

нова і не менш трудна проблема вилучення із надр защемленого в

порах дорогого розчинника, ціна

якого

є значно вищою, ніж нафти.

У наш час обмежилися застосуванням вуглеводневого сухого газу,

газоводяної суміші, газу високого тиску та збагаченого газу. Витіс-

нення нафти може бути як незмішуваним, так змішуваним (без наяв-

ності межі поділу

фаз).

Змішуваність газу з нафтою в пластових умовах

207

за сучасних технічних засобів досягається лише в разі легких нафт

(густина розгазованої нафти менша 800 кг/м ) за тиску нагнітання

сухого вуглеводневого газу близько або понад 25 МПа, збагаченого

газу - 15...20 МПа (для порівняння: скрапленого газу -

8...10

МПа).

З покращенням зміщуваності підвищується нафтовилучення.

Застосуванння вуглеводневого газу визначалось труднощами або

негативними наслідками нагнітання води (наявністю в пласті

набухаючих у воді глин; малою проникністю порід і, як наслідок,

недостатньою приймальністю нагнітальних свердловин).

Основні

критерії

ефективності

процесу нагнітання газу такі:

а) кути залягання пластів: за кутів понад 15 нагнітання газу

здійснюється в склепінну частину, за менших - площове нагнітання

(в пологих структурах утруднено гравітаційне розділення газу

нафти);

б) глибина залягання пласта: за малої глибини і високих тисків

нагнітання можливими є прориви газу у вищезалеглі пласти

(порушується герметичність покладу), а за більшої глибини потрібно

забезпечити компресорами дуже високий тиск нагнітання, що не

завжди здійснимо

економічно виправдано;

в) однорідність пласта за проникністю і невисока в'язкість нафти:

інакше проявляється проникнісна та в'язкісна нестійкість витіснення і

мають місце передчасні прориви газу у видобувні свердловини;

г) гідродинамічна замкненість покладу, що забезпечує відсутність

відтікань нафти за межі покладу.

Можна використовувати для нагнітання в поклад нафтовий газ,

природний газ сусідніх газових родовищ або газ із магістральних

газопроводів.

Технологічну схему запомповування і підготовки сухого нафтового

газу зображено на

рис.

3.4.

208

У разі використання природного газу очищення і підготовку його

уже здійснено на газовому промислі, як і для магістрального

транспортування.

На Битківському нафтогазоконденсатному родовищі здійснено при-

родне перепускання газу без попередньої підготовки із нижчезалеглого

еоценового газоконденсатного покладу в менілітовий нафтовий поклад

за трьома схемами: із зовнішньосвердловинним перепусканням без

суміщення і з суміщенням функцій нагнітальних і газозабірних сверд-

ловин та із внутрішньосвердловинним перепусканням

(див.

§ 3.2).

„

Н t

III

~~Т

Рисунок 3 4

—

Технологічна схема запомповування нафтового газу: І - продукція

нафтових свердловин;

- газ у нагнітальні свердловини;

газ

для

місцевих потреб; IV - нафта споживачеві; V - вода; 1 - сепаратор

високого тиску; 2 - газоочищувач (від захопленої води і механічних

домішок); 3 - компресор високого тиску (компресорна станція);

4 - устатковання комплексної підготовки нафти; 5 - відбензиню-

вальне устатковання (газобензиновий завод); 6 - компресор

низького тиску

Приймальність свердловин встановлюють дослідним шляхом або

оцінюють за формулою дебіту газової свердловини, домножуючи

розрахункову значину на дослідний коефіцієнт. Для підтримання тиску

на існуючому рівні загальна витрата нагнітального газу має

дорівнювати сумі дебітів нафти, газу і води, які зведено до пластових

умов.

Розділивши загальну витрату на приймальність одної

свердловини, можна визначити кількість газонагнітальних свердловин.

209

Вибійний тиск обчислюють з урахуванням втрати тиску на тертя і

тиску стовпа газу. Звичайно тиск нагнітання є на 15-20% вищим від

пластового тиску.

Нагнітання газу разом з водою зумовило розробку методу

водогазового циклічного

діяння як ефективнішого методу підвищення

нафтовилучення, ніж окремо використовувані в широких масштабах

заводнення і, як експеримент, нагнітання газу (за умов незміню-

ваності). Коефіцієнт витіснення в такому разі збільшується за рахунок

наявності в покладі вільного газу на величину граничної газона-

сиченості (10-15%), за якої газ є нерухомим (див. рис. 2.2, а).

Найдоцільніше не одночасно, а почергово здійснювати нагнітання газу

і води, забезпечуючи сумарний вміст у газоводяній суміші одного з

агентів 25-75%. Тривалість циклів нагнітання кожного агента стано-

вить 10...30 діб. Спільне нагнітання важко здійснювати через технічні

причини (утворення гідратів, потрапляння газу у водоводи

т.д.).

Газові методи реалізовано на Битківському родовищі (нагнітання

сухого газу за відсутності змішування фаз, газоводяне діяння за тисків

18-20

МПа).

§ 3.5 Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення

Фізико-хімічні методи забезпечують збільшення коефіцієнтів

витіснення і охоплення одночасно або одного із них. Серед них

виділяють дві підгрупи:

а)

методи,

які покращують заводнення, що

грунтуються на зниженні міжфазового поверхневого натягу та зміні

відношень рухомостей фаз і забезпечують збільшення коефіцієнтів

витіснення та охоплення; б) методи

вилучення

залишкової нафти із

заводнених пластів, що базуються на повній або частковій зміні

зміщуваності робочих агентів

нафтою

водою.

210