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

вследствие экранирования работы внутренних ряДов внешними, поэтому для обеспечения отбора нефти также из центральной части эксплуатационного объекта крупные объекты с помощью разрезающих рядов нагнетательных скважин делят на отдельные, самостоятельно разрабатываемые участки, которые называют эксплуатационными полями или блоками. Внутриконтур-ное заводнение в случае необходимости сочетается с законтурным или приконтурным заводнением.

В СССР применяется внутриконтурное заводнение таких видов: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки, блоки самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное заводнение.

Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтя-ными зонами. Широкие водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3-4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5-7). Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском (23 площади пласта Дь Татария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская область), Осинском (Пермская область), Покровском (Оренбургская область), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Ма-монтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Сибирь) и других месторождениях. С начала 60-х годов на месторождениях Куйбышевской области (пласт А4 Козловского, пласт Бг Стрельненского, пласт До Жигулевского и другие месторождения) и затем Западной Сибири (Правдинское, Мамонтовское, пласты ABi Советского и Самотлорского месторождений) стали широко использоваться системы блокового заводнения, причем так называемые активные (интенсивные) системы с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3-5 рядов добывающих скважин. Совершенствованием блоковых систем могут быть Млочно-квадратные системы с периодическим изменением направлений потоков воды.

При небольшой вязкости нефти (до 3-5 мПа • с) для объектов с относительно однородным строением пластов системы заводнения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5- 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна повышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2-3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше

500 т/(сут-МПа) оправдали себя пятирядные системы, а при продуктивности 10-50 Т/(сут-МПа)-трехрядные (по Б. Т. Баишеву и др.).

При сводовом заводнении ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяют на: а) осевое (нагнетательные скважины размещают по оси структуры - кум-ский горизонт Новодмитриевского месторождения в Краснодарском крае, пласты группы А Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири); кольцевое (кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади - Миннибаевская площадь Ромашкинского месторождения); центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200-300 м размещают 4-6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение может применяться в качестве самостоятельного при разработке залежей нефти в резко неоднородных и прерывистых пластах и в качестве вспомогательного заводнения в сочетании с законтурным и особенно внутриконтур-ным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Разбуривание осуществляют по равномерной сетке с расположением буровых станков вблизи продуктивных скважин и последующим переходом «от известного к неизвестному». Нагнетательные скважины выбирают из числа пробуренных так, чтобы они размещались на участках с наилучшей характеристикой пластов и оказывали влияние на максимальное число окружающих добывающих скважин. В связи с этим его называют избирательным заводнением. Внедрено очаговое заводнение на месторождениях платформенного типа в Татарии (периферийные участки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений), Башкирии (месторождения Краснохолмской группы). Коми АССР, Пермской, Оренбургской обл. и т. д. Оно более эффективно на поздней стадии разработки.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечной и линейной системами (рис. 1.2). Линейная система - это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают не друг против друга, а в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1, Элементом этой системы может служить прямо-

Рис. 1.2. Площадная четырех- (a), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная {д, е) системы заводнения (с выделенными элементами): / - добывающие; 2 - нагнетательные скважины

угольник со сторонами 2L и 2ан=2ад = 2а. Если 2L = 20, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1 : 1). Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3:1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет I i 3. При треугольной сетке размещения сквалин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1 :2и2: 1. Возможны также другие площадные системы. Таким образом, площадные системы характеризуются различной активностью воздействия на залежь, выраженной соотношением нагнетательных и добывающих скважин (I : 3, I : 2, I : I, 2 : I, 3 : 1).

Результаты исследований, проведенных в ВНИИнефти, Гип-ровостокнефти, СибНИИНПи показали, что площадное завод-

нение эффективно при разработке малопроницаемых пластов [10]. Эффективность площадного заводнения увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение было запроектировано по пласту БСю Усть-Балык-ского месторождения и др. Практика применения площадных и избирательных систем разработки, как считает Б. Т. Баишев, показала их явную неэффективность как с точки зрения темпов отбора нефти (не жидкости!), так и нефтеотдачи. Особенно сложны при этом вопросы регулирования отбора и закачки, борьбы с обводнением скважин и т. д. Поэтому применять площадные системы разработки можно только на поздней стадии разработки.

Масштабы применения различных систем заводнения (по данным М. Л. Сургучева) характеризуются следующими величинами (в % - в числителе число месторождений, в знаменателе добыча нефти): внутриконтурная, блоковая - 50/70; комбинированная (законтурная, внутриконтурная) - 28/18; избирательная, площадная - 18/9; законтурная - 3,3/3. Таким образом, блоковые системы разработки ввиду высокой эффективности нашли наиболее широкое применение.

Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться по двум основным вариантам: закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа. Успешная закачка газа возможна лишь при значительных углах наклона однородных пластов (улучшается гравитационное разделение газа и нефти), невысоком пластовом давлении (давление закачки обычно на 15-20 % больше пластового), близости значений пластового давления и давления насыщения нефти газом или наличии естественной газовой шапки, малой вязкости нефти. По экономической эффективности она значительно уступает заводнению, поэтому нашла ограниченное применение на месторождениях Горячий Ключ (Краснодарский край). Битков (Западная Украина), Андижан-Палванташ (Фергана) и др.

Поскольку разработка месторождения начинается с отбора нефти из первых разведочных скважин, то отметим, что система разработки динамична и должна непрерывно совершенствоваться во времени.

§ 1.6. СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается более 30-50 лет и проходит через ряд стадий, отличающихся новым качественным состоянием залежи. Стадия - это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей, Под технологическими и технико-зкономиче-

Основной период разработки

Рис. 1.3. Типовая динамика темпа добычи нефти гдн, жидкости Тдж и обводненности продукции Пв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

/ - освоение эксплуатационного объекта; -поддержание высокого уровня добычи нефти; /-значительное снижение добычи нефти; IV - завершающая

скими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости Пв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 1.3). Графики построены в зависимости от безразмерного времени т, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

интенсивным ростом добычи нефти до максимального заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2 % в год от балансовых запасов);

быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6- 0,8 от максимального;

резким снижением пластового давления (по месторождениям с искусственным водонапорным режимом снижение пластового давления в зоне отбора достигает 30 % от первоначального, так как освоение системы заводнения обычно отстает во времени на 6-8 лет);

небольшой обводненностью продукции (обводненность продукции достигает 3-4 % при вязкости нефти не более 5 мПа-с н 35 % при повышенной вязкости);

Достигнутым Текущим коэффициентом нефтеотДачи ц (около 10 %). Продолжительность стадии зависит от промышленной . ценности залежи и составляет 4-5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти гдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 17 0/р) в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1-2 года -при повышенной вязкости;

ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

HapacTaHHejyi обводненности продукции Лв (ежегодный рост обводненности составляет 2-3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65 %);

отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

текущим коэффициентом нефтеотдачи ц, составляющим к концу стадии 30-50 %, а для месторождений с «пикой» добычи-10-15%.

Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося основного фонда скважин и части резервного, а также применением методов интенсификации отбора жидкости. Однако по мере обводнения продукции скважин наступает момент, когда интенсивность обводнения продукции становится выше интенсивности роста добычи жидкости. После этого начинается снижение добычи нефти, несмотря на увеличение добычи жидкости, что может обусловливаться отключением части обводнившихся скважин и ограниченными возможностями оборудования и установок по сбору и подготовке нефти. Продолжительность стадии зависит от максимального уровня добычи нефти и соотношения вязкостей нефти и воды. Границу между второй и третьей стадиями устанавливают по точке перегиба кривой темпа отбора нефти в сторону уменьшения, которая почти всегда четко отмечается, несмотря на продолжающийся иногда рост темпа добычи жидкости Гдж (отношения среднегодового отбора жидкости к балансовым запасам нефти).

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

снижением добычи нефти.(в среднем на 10-20 % в год при маловязких нефтях и на 3-10 % при нефтях повышенной вязкости); темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5%;