Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 [ 21 ] 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Одновременно-раздельная закачка воды

Эта закачка означает подачу воды отдельно в каждый пласт многопластового месторождения под разным давлением в соответствии с его коллекторскими свойствами. В случае подачи воды при одном давлении ускоренно обводняются высокопроницаемые пласты, а малопроницаемые пласты в разработку практически ие вовлекаются. Это приводит к преждевременному обводнению продукции добывающих скважин, необходимости осуществления ремонтно-изоляционных работ, увеличению продолжительности и стоимости разработки месторождения.

Способы регулирования закачки воды (аналогично и газа) по отдельным пластам могут включать следующее: подведение к устью нагнетательной скважины водоводов высокого и низкого давлений и подачу воды по колонне НКТ и по затрубному пространству в разобщенные пакером пласты; подачу воды под высоким давлением по одному каналу и распределение ее по отдельным пластам при помощи сменных или регулируемых забойных штуцеров; периодическую закачку воды в высокопроницаемые пласты путем отключения их пакерами или эластичными шариками; комбинацию рассмотренных методов.

Среди предложенного оборудования можно выделить одно-и двухпакерные конструкции. Второй, верхний, пакер применяют при необходимости закачки воды в верхний пласт под давлением, превышающим прочностную характеристику обсадной колонны. При закачке в три и более пластов могут использоваться одно- и многоколонные конструкции с применением забойных регуляторов расхода.

§ 3.3. гидродинамические методы повышения нефтеотдачи при заводнении

Назначение гидродинамических методов - увеличение коэффициента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу. Эти методы представляют собой дальнейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и поэтому не требуют существенного изменения ее.

Циклическое заводнение

Метод разработан во ВНИИнефти, впервые применен в 1964 г. на Покровском месторождении. Технология его заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из 128

залежи Со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным группам скважин. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4- 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75-80 сут.

Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие сло-исто-неодиородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышение нефтеотдачи составляет 5-6 % и более, тогда как на поздней - лишь 1-1,5 %); в) технико-технологическая возможность создания высокой амплиту.21Ы колебаний давления (расходов), которая реально может достигать 0,5-0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (среднего расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления- сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь ие-офсодимо разделить да оггдел1иые блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов современными насосами позволяет осуществлять процесс без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Полная остановка нагнетательных скважин может потребовать использования высоконапорных насосов, рассчитанных на давления 25-40 МПа, или привести к замерзанию скважин и водоводов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.

5 в. с. Бойко

Изменение направлений фильтрационных потоков

Идея метода высказывалась А. П. Крыловым, Ю. П. Борисовым, М. Л. Сургучевым и др. Впервые он был применен в 1968 г. на Покровском месторождении. Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°.

Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается (см. рис. 2.2, в и 2.3). При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).

Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений и др.). Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.

Создание высоких давлений нагнетания

Величина давления нагнетания влияет на технико-экономическую эффективность заводнения. В практике заводнения наблюдается тенденция к повышению давления нагнетания на устье с 5 до 16-20 МПа, а в отдельных случаях до 20-30 и даже 40 МПа.

Обобщение опыта заводнения и специальные исследования, выполненные А. В. Афанасьевой, А. Т. Горбуновым, И. Н. Шу-стефом, Р. Н. Дияшевым, показали следующее: при существующих режимах закачки воды заводнением охватывается 130

только небольшая часть нефтенасыщенной толщины пласта (20-25 %); при определенных давлениях нагнетания проницаемые (а часто и высокопроницаемые) коллекторы воды не принимают; при повышении давления нагнетания до вертикального горного увеличивается толщина интервалов пласта, принимающих воду (охват толщины заводнением); индикаторная зависимость приемистости от давления нагнетания нелинейная, причем темп прироста приемистости существенно выше, чем темп прироста давления. Объясняется это тем, что с ростом давления нагнетания трещины пласта раскрываются и увеличивается их проницаемость (см. § 2.7); преодолевается предельный градиент давления сдвига для неньютоновских нефтей и систем (см. § 2.6); возникают инерционные сопротивления, вызывающие противоположное первым двум факторам искривление индикаторных линий. На индикаторной кривой можно выделить следующие давления: р - первое критическое давление нагнетания, соответствующее давлению раскрытия или образования трещин в самом слабом по механической прочности интервале пласта (нижним пределом его является гидростатическое давление, (составляющее для большинства месторождений Урало-Поволжья около 0,4 вертикального горного давления): р" - второе критическое давление нагнетания, соответствующее максимальному значению охвата по толщине; превышение его приводит к резкому увеличению трещиноватости, образованию нескольких крупных трещин, принимающих воду (для месторождений Пермской области оно близко к вертикальному горному давлению или несколько превышает его).

Применение высоких давлений нагнетания в пределах между р и р" обеспечивает: увеличение текущих дебитов скважин и пластового давления (однако недопустимо повышение его в зоне отбора выше р"); снижение обводненности продукции за счет более интенсивного притока нефти из малопроницаемого пропластка; уменьшение влияния неоднородности коллектора за счет относительно большего увеличения приемистости малопроницаемого пропластка по сравнению с высокопроницаемым; повышение текущей нефтеотдачи при существенно меньшем расходе воды за счет вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.

Применение метода требует решения многих технических задач. Серийно выпускаемые насосы обеспечивают на выкиде давление до 20 МПа, что позволяет использовать метод для залежей, расположенных на глубинах до 1000-1500 м. Необходимы сооружение или реконструкция КНС и прокладка новых разводящих водоводов, рассчитанных на высокое давление, что связано с большими затратами. Возможно использование существующих КНС и водоводов, тогда у нагнетательных скважин устанавливаются индивидуальные дожимные установки, 5* 131

например погружные центробежные электронасосы (давление до 30 МПа), расположенные в скважинах-шурфах. Необходимо также обеспечить надежность конструкций нагнетательных скважин, разработать более надежные конструкции пакеров и др. Однако применение метода может явиться основой внедрения и других методов (циклическое заводнение, полимерное заводнение и др.).

Форсированный отбор жидкости

Впервые началось применение метода в 1938 г. на промыслах Азербайджана. Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Рз). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшенияРз. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Условиями эффективного применения метода считают: а) обводненность продукции не менее 80-85 % (начало завершающей стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения дебитов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна).

Для решения вопроса о применении метода необходимо предварительное изучение зависимости дебита нефти от дебита жидкости. Дебиты жидкости необходимо назначать по максимуму дебита нефти. Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке оборудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи, и др.

В заключение отметим, что воздействие на призабойную зону пласта с целью расширения профиля притока и приемистости, повышение качества вскрытия пласта и освоения скважин также способствуют увеличению нефтеотдачи. Эти методы рассмотрены в гл. 5 и 10.

§ 3.4. ГАЗОВЫЕ МЕТОДЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Нагнетание газа в нефтяные залежи для ППД и повышения нефтеотдачи применяли значительно раньше, чем заводнение. Для этого использовали воздух, выхлопные или дымовые газы углеводородный газ. Применение воздуха прекращено вследст-132

вие многих отрицательных последствий (окисление нефти, увеличение ее плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.). При использовании сжиженных углеводородных газов, как и других жидких углеводородных растворителей, возникает новая и не менее трудная проблема извлечения из недр застревающего в порах пласта дорогого растворителя, цена которого значительно выше, чем нефти.

В настоящее время ограничились применением углеводородного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.

Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких нефтей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа-15-20 МПа (для сравнения сжиженного -8-10 МПа). С улучшением смесимости повышается нефтеотдача.

Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью пород и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнетательных скважин).

Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать:

углы падения пластов: при углах более 15° закачка газа в сводовую часть, при меньших - площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти);

глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глубине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано;

однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;

гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный газ соседних газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов. Технологическая схема нагнетания сухого нефтяного газа приведена на рис. 3.4. При использовании природного газа очистка и подготовка его проводятся на газо-