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 ] 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

Здесь принято считать, что на площади, где проводятся работы по вторичной эксплуатации, не происходило продвижения краевых вод, заместивших пространство, из которого была отобрана нефть.

сильно выражены на вторичном этапе эксплуатации. Пониженная нефтенасыщенность налагает условие повышенного насыщения пласта свободным газом

Повышение вязкости нефти в результате снижения нефтенасыщенности ухудшает ее подвижность; уменьшение коэффициента пластового объема нефти увеличивает эквивалент товарной нефти на единицу уменьшения нефтенасыщенности порового пространства при нагнетании рабочего агента в пласт. Различие в насыщении и давлении в отдельных частях залежи способствует прорывам рабочего агента.

Вторичные методы добычи нефти имеют преимущество в том отношении, что давления, требуемые для нагнетания воды или газа в пласты, в ряде случаев гораздо ниже применяемых при разработке месторождений с поддержанием давления. Это особенно справедливо при нагнетании газа. В принципе при заводнении нефтяных пластов с умеренной или высокой проницаемостью напор столба воды в скважинах является достаточным для обеспечения их высокой приемистости.

Однако практически чаще применяются достаточно высокие давления на устье скважин для увеличения нефтеотдачи и сокращения срока разработки месторождения. Нагнетание газа или воды в пласт до истощения последнего может оказаться невозможным из-за отсутствия рабочего агента или спроса на него для других нужд. Могут быть и другие причины задержки нагнетания газа или воды в пласт. Однако всегда следует иметь в виду, что практически отсутствует какое бы то ни было серьезное физическое доказательство о преимуществе вторичных методов эксплуатации по сравнению с нагнетанием газа или воды в пласт до того, как он подвергся полному истощению.

Вторичные методы добычи нефти в чистом виде, без сомнения, будут терять свое практическое значение; однако в настоящее время они применяются на большом количестве объектов, а еше больше их находится в стадии проектирования.

В 1945 г. в США находилось в эксплуатации 419 750 скважин. Из них 299 146 скважин были «истощенными», т. е. такими, стоимость суточной добычи которых (в среднем 0,34 м) эквивалентна эксплуатационным расходам. В каждом из штатов (Пенсильвания, Оклахома, Тексас, Огайо и Нью-Йорк) находилось свыше 20 ООО «истощенных» скважин. Общая продуктивная площадь, дренируемая всеми скважинами в США, составила 2 688 ООО га, из них на долю «истощенных» приходится 1 242 000 га. При среднем суточном дебите на скважину в 1945 г. по США в целом 1,8 средний дебит по штатам Пенсильвания и Огайо составил всего 64 л на скважину в сутки. Только небольшая часть всей площади, с которой получается эта ничтож-

ная добыча, может быть использована для экономически выгодного применения вторичных методов эксплуатации, но и эта часть площади содержит много миллионов кубометров потенциальной нефтедобычи.

Интересно также отметить, что в 1945 г. было заброшено 9103 скважины, и в недрах на площади, дренированной этими скважинами, осталось по подсчету около 3 млн. нефти.

Отсюда становится необходимым пересмотреть основы технологии вторичных методов добычи нефти.

С практической стороны следует отметить также резкое отличие вторичных методов добычи нефти от методов поддержания пластового давления. Это связано с характером распределения нагнетательных скважин. При разработке месторождений с поддержанием давления нагнетание газа или воды в пласт обычно производится вне площади, занимаемой зоной нефтенасыщения, для создания общего перемещения газонефтяного или водонефтяного контакта и сокращения объема нефтенасыщенной части коллектора.

Так, нагнетательные газовые скважины обычно размещаются: на газовой шапке или в повышенной части структуры для вытеснения всей нефти вниз по падению пласта к забоям эксплуатационных скважин. Закачка воды на первоначальном этапе разработки месторождения обычно ведется вблизи водонефтяного контура или за контуром нефтеносности, в пределах примыкающего к нефтяной залежи водяного резервуара, для получения общего движения нефти вверх по структуре, аналогично действию краевых вод в естественных условиях.

При вторичной эксплуатации закачка газа или воды обычно распределяется по всей нефтепромысловой площади так, что отдельные нагнетательные скважины находятся, поскольку это возможно, среди эксплуатационных скважин. В большинстве проектов вторичной эксплуатации структурные особенности месторождения играют подчиненную роль при выборе местополо-л<ения нагнетательных скважин.

Имеется много оснований для площадного распределения нагнетательных скважин при вторичной эксплуатации. Основной причиной является уменьшение среднего расстояния между фокусами нагнетания жидкости или газа и очагами отбора, благодаря чему эксплуатационные дебиты возрастают и сокращается общий срок разработки месторождения. Наконец, при площадной закачке воды или газа можно осуществить лучший контроль за процессом и провести необходимые мероприятия на скважинах по сравнению с условиями, когда нагнетательные скважины расположены вдоль границ всей нефтеносной площади.

Когда вторичная эксплуатация применяется на достаточно большой непрерывной площади, стало обычной практикой (особенно при закачке воды в пласты) располагать нагнетательные и эксплуатационные скважины по определенной схеме, создавая сложную переплетающуюся сетку размещения обоих видов сква-

жин На фиг. 165 представлен первый применявшийся тип правильной сетки размещения скважин для осуществления линейного заводнения.

В этом случае нагнетательные и эксплуатационные скважины расположены на правильном и одинаковом расстоянии друг от Y друга по параллельным чередующимся

линиям, причем скважины одного назначения расположены против скважин другого пазначения. Следующая схема размещения скважин, так называемая «пятиточечная», показана на фиг. 166. Ее можно рассматривать как частный случай шахматного размещения скважин при линейном заводнении, где параллельные ряды скважин одного назначения (нагнетательные) чередуются с параллельными рядами скважин другого назначения (эксплуатационные). При этом расстояния между рядами равняются половине расстояния между скважинами в одном ряду, а сами скважины в рядах смещены также на половину расстояния между ними. При пятиточечном размещении каждая скважина своего профиля равно-

ООООФОСОО

ооооооооо ооооооооо

Фиг, 165. Схема размещения скважин при линейном заводнении.

Пунктирные отрезки показывают основной элемент симметрии. Черными кружками обозначены продуктивные скважины, а светлыми кружками - нагнетательные скважины.

О О о О

о о о о

• • • #

о о о о

о о 6 о о о о о

• • • •

о о о о

о о о о -- ®--ф-ф

о о о о о о о о

• • 9 о

> о о о о о о о о

ф о ф ф

о о о о

Фиг. 166. Пятиточечное размещение Фиг. 167. Семиточечмос размещение скважин. Пунктирные отрезки пока- скважин. Пунктирные отрезки показывают основной элемент симметрии, зывают основной элемент симметрии.

мерно окружена четырьмя скважинами другого профиля. Эта схема является в настоящее время наиболее распространенной.

1 при нагнетании газа в пласт обычно применяют более редкое размещение нагнетательных скважин, исходя из экономической целесообразности.