Поддержание пластового давления

Вода

Рис. 3. Условие газонапорного режима

Режим растворенного газа – режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увели­чиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к за­боям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2–0,4.

Гравитационный режим – режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пла­сте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1–0,2.

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источни­ков энергии.

При эксплуатации залежи возможно преобразование одного режима в другой, менее эффективный (например, упруговодонапорного и газона­порного – в режим растворенного газа).

Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Про­цесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, не­минуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и, следовательно, уменьшением отборов.

Система ППД должна обеспечить:

– проектный объем закачки рабочего агента в пласты под необходимым давлением по отдельным нагнетательным скважинам, эксплуатационным объектам, по месторождению в целом;

– физико-химические свойства воды, закачиваемой в пласт, устой­чивую приемистость пласта, высокую отмывающую способность и со­вместимость с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью;

– исключение возможности аварийных залповых выбросов нефтепро­дуктов из аппаратов подготовки нефти;

– достоверный учет закачки рабочего агента по отдельным скважинам, эксплуатационным объектам и месторождению в целом;

– возможность систематического измерения рабочего давления, при­емистости каждой скважины, а также качества рабочего агента;

– создание резерва поглощающих скважин, в случае если количество попутной воды на месторождении больше необходимого для ППД;

– безопасное осуществление технологических операций без загрязне­ния недр и окружающей среды;

– подготовку закачиваемого в пласты рабочего агента по составу, физико-химическим свойствам, содержанию механических примесей, нефти, микроорганизмов и кислорода до кондиций, предусмотренных про­ектом разработки.

Таблица 1

Ориентировочные нормы содержания механических примесей и нефтепродуктов в закачиваемой воде

Проницаемость пласта, мД	Качество закачиваемой воды	Оборудование, обеспечивающее требуемое качество воды
концентрация, мг/л	допустимый условный диаметр ТВВ, мкм
ТВВ	нефтепродуктов
Высокая (более 50)	20-25	25-30	менее 12	ОВ, РВС
Средняя (15-50)	5-10	10-15	менее 7	ОВ (РВС)+Флотаторы
Низкая (менее 15)	менее 5	менее 10	менее 5	+МТО

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Качество воды, закачиваемой в пласты, обеспечивается отстоем в ре­зервуарах или емкостях типа ОВ, РВС и т.п., в том числе с гидрофобными жидкостными фильтрами, обработкой во флотационных установках и до-очисткой в кустовых модулях тонкой очистки (МТО). МТО представляют собой гидроциклоны, фильтры и т.п., встроенные в кустовые распредели­тельные гребенки воды для исключения поступления продуктов коррозии водоводов в нагнетательные скважины.

На месторождениях, разрабатываемых при нагнетании воды, может применяться несколько видов заводнения: законтурное, внутриконтурное, очаговое, площадное, избирательное, барьерное.

Законтурное и приконтурное заводнение применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.

Рис. 4. Законтурное и приконтурное заводнение

Контуры нефтеносности:

Скважины:

внешний

внутренний

газонефтяной контакт

нагнетательные

добывающие

Внутриконтурное заводнение имеет целый ряд разновидностей.

Блоковое заводнение: нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды до­бывающих скважин такого же направления.

Разработка месторождений

Рис. 5. Блоковое заводнение

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км, в соответствии с коллектор-скими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в бло­ке – 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение).

Осевое заводнение: применяется для узких вытянутых залежей. Центральное заводнение: применяется для небольших залежей круглой формы.

Рис. 6. Осевое заводнение

Рис. 7. Центральное заводнение

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Кольцевое заводнение: применяется для больших круглых залежей.

Рис. 8. Кольцевое заводнение

Очаговое и избирательное заводнение: используется для усиления воз­действия на слабовыработанные участки залежи.

Барьерное заводнение: применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи.

Рис. 9. Очаговое и избирательное заводнение

Рис. 10. Барьерное заводнение

Площадное заводнение: разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной

проектным документом на разработку. Эта система разработки обладает большей активностью по сравнению с вышеуказанными системами.

Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного располо­жения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы раз­работки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств нагнетательных и добывающих скважин. Самыми распространенными являются 5-, 7-, 9-точечная системы.

аб

Рис. 11. Схемы размещения скважин при площадном заводнении:

а – 5-точечная система; б – 7-точечная система; в – 9-точечная система. Пунктиром выделены симметричные элементы

Для целей повышения охвата пласта воздействием получило развитие нестационарное заводнение (в отличие от стационарного – постоянного по объемам и направлению потоков закачиваемой жидкости во времени) и циклическоое заводнение, заключающееся в изменении направления потоков и объемов закачиваемой и добываемой жидкости.

Сведения о системах разработки месторождений, применяемых на объ­ектах ОАО «Сургутнефтегаз», представлены в брошюре «Приложения к Справочнику мастера по добыче нефти, газа и конденсата».

Дата добавления: 2015-06-04