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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178

имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. IIi)n этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти одновременно действуют различные двп-жуицю силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.

Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону

Для повышення эффектив1юсти естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия иа нефтяные пласты и призабойную зону. Их можно разделить иа три группы:

- методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта);

- методы, повышающие прогпгцаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотиые обработки призабойной зоны пласта, гщфо-разрыв пласта и др.);

- методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.

Методы поддержания пластового давления

Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, прикоитурного и внутрикоитурного заводнения, а также закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод законтурного заводнения (рис, 7.7) применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залелсей. Он заюно-чается в закачке воды в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Эксплуатационные скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.

В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в нефтяной залежи поддерживается иа высоком уровне.

Рис. 7.7. Схема законтурного завиднеиия

Рис. 7.8. Схемы пиутрпконтурного заводнения

] в А

5ЕЕЗ

Рис. 7.9. Схема расположения скважин при закачке газа в пласт: 1 - нагнетательные сквалсины; 2 - .•жсп.нуатациоииые сквалсины; .4 - внешний контур нефтеносности; 4 - направление действия давл<ч1ня; 5 - контур газопоспости

Метод прикоитурного заводнения применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в части, заполненной водой. Поэтому нагнетательные скважины располагают либо вблизи контура нефтеносности, либо непосредственно па нем.

Метод внутрикоитурного заводнения (рис. 7.8) применяется для интенсификации разработки нефтяной залежи, занимающей значительную площадь.

Сущность этого метода заюпочается в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные участки, для каждого из которых осуществляется нечто подобное законтурному заводнению.

Нетрудно видеть, что методами заводнения искусственно создается жестководонапорный режим работы залежи.

Для поддержания пластового давления применяют таюке метод закачки газа в газовую шапку нефтяного пласта (рис. 7.9). В этих целях используют нефтяной газ, отделенный от уже добытой нефти. Благодаря закачке газа увеличивается давление иа нефтяную часть залежи, и дебиты нефтяных скважин растут.

В качестве нагнетательных в этом случае используют отработавшие нес})тяныс сквалсины, вскрывшие верхнюю часть продуктивного пласта, или бурят специальные сквалсины. Нагнетание газа в пласт производят при давлениях выше пластового на 10...20 %.

Как видно, при закачке газа в газовую шапку искусственно создается газопапорный режим работы залелси. В настоящее время этот метод применяют редко в связи с дороговизной процесса и дефицитностью самого газа.

Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

В процессе разработки нефтяных и газовых месторолсдений широко применяются методы повышення проницаемости пласта и призабойной зоны. По мере разработки залелси приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабон1ЮЙ зоны - заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефтн, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидронескоструйиая перфорация (ГПП) и торпедирование сквалсин.