Процессы поддержания пластового давления. Методы и применяемые схемы

 

Для интенсификации притока жидкости и газа необходимо обеспечить сохранение пластового давления. От этого процесса и произошло название метода поддержания пластового давления (ППД), широко применяющегося в нефтегазодобывающей про­мышленности. Метод ППД и базирующийся на его основе метод комплексной разработки месторождений, впервые предложенный группой российских ученых во главе с академиком А. П.Крыло­вым, позволил интенсифицировать добычу нефти и резко увели­чить нефтеотдачу пластов.

В зависимости от вида энергии, необходимой для перемеще­ния пластовой жидкости, различают следующие системы разра­ботки продуктивных залежей:

· при естественных режимах, когда используется только есте­ственная пластовая фильтрация (без поддержания пластового дав­ления);

· с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусст­венного ее пополнения.

По методам регулирования баланса пластовой энергии выде­ляют системы разработки с искусственным заводнением пластов и закачиванием газа в пласт.

Системы с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам:

· законтурное заводнение (рис. 4.1), при котором воду закачивают в ряд нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтегазоносности на расстоянии от 100 до 1000 м. Поскольку при нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта, возникает во­прос о наиболее целесообразных расстояниях между эксплуата­ционными и нагнетательными скважинами. Удаленность нагнетательных скважин от эксплуатационных благоприятна в том от­ношении, что большие градиенты давления, создаваемые вблизи нагнетательных скважин, не отражаются на форме контура нефтеносности и препятствуют прорыву языков воды. Однако увеличение расстояния между эксплуатационными и нагнетатель­ными скважинами более чем на 1,5...2,0 км делает искусственный контур питания малоэффективным;

· приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размешают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности;

· внутриконтурное заводнение (рис. 4.2), которое применяют на объектах с большими площадями нефтеносности. Разновидно­стями внутриконтурного заводнения являются различные вари­анты «центрального» заводнения. При закачивании воды в пласт через группу сравнительно близко расположенных центральных нагнетательных скважин первоначальный «очаг обводнения» имеет весьма малую площадь, что незначительно облегчает и упрощает освоение и проведение процесса заводнения, особенно на морс­ких месторождениях, а также при пониженной проницаемости законтурной зоны залежи. Иногда следует применять схему на­гнетания воды внутри контура в линейную или кольцевую бата­реи скважин.

 

Рис. 4.1. Схема законтурного заводнения пласта:

1 — внешний контур; 2 — внутренний контур; 3 — нагнетательные скважины;

4 — эксплуатационные скважины; 5 — контрольные скважины

 

Системы разработки с закачиванием газа в пласт могут приме­няться по двум основным вариантам:

· закачивание газа в повышенные части залежи (в газовую шап­ку);

· площадное закачивание газа.

Успешное закачивание газа возможно лишь при незначитель­ных углах наклона пластов (улучшается гравитационное разделе­ние газа и нефти), невысоком пластовом давлении (забойное дав­ление на 15...20% больше), малой вязкости нефти. По экономической эффективности оно значительно уступает заводнению. Чтобы пластовое давление не падало, количество закачиваемого газа в пластовых условиях должно быть не меньше общего объема жидкостей и газа, извлекаемых из пласта. Однако обратно закачи­вают обычно только добываемый газ, и то не весь, так как он частично расходуется на промысловые нужды. При возврате 75…80 % добытого газа условия для ППД практически считаются хорошими. Разумеется, при этом нельзя ожидать полного возме­щения расходуемой пластовой энергии, но все же процесс падения пластового давления значительно замедляется. Так как рабочее дав­ление при закачивании газа бывает значительным, для экономии энергии на прием компрессоров подается газ из газосборных ли­ний высокого давления и используются дожимные компрессоры.

Системы разработки пластовых газовых и газоконденсатных месторождений аналогичны нефтяным. Их классифицируют по размещению скважин на площади газоносности. Различают сле­дующие размещения скважин:

· равномерное, по квадратной и треугольной сетке. Оно реко­мендуется при условиях значительной однородности продуктив­ного пласта по коллекторским свойствам;

· в вице кольцевых батарей (рядов) или цепочек скважин, ко­торое можно использовать при сильно вытянутой в плане струк­туре, при разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления путем закачивания сухого газа (сайклинг- процесс), воды и др.;

· кустовое, рекомендуемое на крупных месторождениях в спе­цифических условиях Приполярья;

· в центральной сводовой части залежи;

· неравномерное по площади газоносности.

 

1 2 3

 

Рис. 4.2. Схема внутриконтурного заводнения залежи:

1 — разрезающие ряды нагнетательных скважин; 2 — эксплуатационные скважины;

3 — контур нефтеносности

 

При традиционных методах разработки на естественных режи­мах и даже с заводнением нефтеотдача находится на уровне 40...50 %, а для режимов растворенного газа и газонапорного еще ниже (в благоприятных условиях до 30 %). Среди многих причин, обусловливающих малую нефтеотдачу, основными являются вы­сокая вязкость нефти в пластовых условиях, неоднородность пла­стов, «прилипание» нефти к породе (адсорбция компонентов не­фти на породе, приводящая к гидрофобизации породы).

Опыт внедрения различных методов увеличения нефтеотдачи пластов показывает, что эффективность разработки месторожде­ний с конкретными геолого-физическими условиями пластов зна­чительно зависит от правильного выбора метода воздействия [9].

 

Источники нагнетаемой воды

Вода, используемая для закачивания в продуктивные пласты, должна обладать высокими нефтевымывающими свойствами [18]. Она не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами с образованием нерастворимых осадков солей, способство­вать набуханию глинистых частиц пород пласта при их взаимо­действии и иметь в своем составе механических взвешенных час­тиц, нефтепродуктов и микроорганизмов. При закачивании жид­костей, не смешивающихся с нефтью, в нее могут вводится по­верхностно-активные вещества (ПАВ), улучшающие ее отмываю­щую способность. При этом коэффициент извлечения запасов нефти из пластов достигает 50...70%. Более высокий коэффици­ент извлечения (до 95...98%) достигается иногда при закачива­нии жидкостей-растворителей.

Для поддержания пластового давления с помощью заводнения вода обычно берется из естественных водоемов (рек, озер, морей) или водоносного пласта. При эксплуатации месторождений, из которых нефть добывается вместе с пластовой водой, последняя также используется в системе пластового давления. Из водоемов вода забирается центробежными насосами, при этом соблюдает­ся, чтобы с водой не поступал песок, ил и другие механические примеси. Насосная станция может быть расположена на берегу водоема (рис. 4.3) или используется ее плавучий вариант. В пла­вучей насосной станции устанавливают поверхностные насосные агрегаты. Обычно это центробежные насосы с электроприводом. Плавучая насосная станция, как правило, забирает воду с одной и той же глубины, независимо от колебания уровня воды в водоеме.

Часто используют подрусловые более чистые воды. В этом слу­чае невдалеке от водоема или реки бурится водозаборная скважи­на или сооружается колодец, из которого вода забирается сифон­ной системой поверхностными насосами (при высоком располо­жении уровня воды) или скважинными насосами различных ти­пов.

 

4 5 6 7

 

Рис. 4-3. Схема водозабора:

1 — обсадная колонна; 2 — подъемная колонна; 3 — гравийный фильтр; 4 — вакуум- котел; 5 — вакуум-насос: 6 — резервуар чистой воды; 7,8 — центробежные насосы;

9 — шахта

При сифонном отборе подрусловые скважины соединяются с вакуум-котлами, в которых создается разряжение 0,040...0,047 МПа. Вакуум поддерживается с помощью вакуум-насоса типа ВН с по­дачей 0,03 м³/с и наибольшим разряжением до 0,086 МПа. Вода из скважин поступает самотеком в вакуум-котлы и далее отбира­ется поверхностными насосами. Очищенная и обработанная вода направляется из резервуаров к кустовым насосным станциям (КНС) — стационарным или блочным. Первые представляют со­бой капитальное помещение, в котором располагаются насосы с приводными двигателями, аппаратура управления и контроля, электрическое оборудование и бытовые помещения. Станции второго типа состоят из блоков, изготавливаемых и комплекту­емых на заводе. Монтаж блочного оборудования происходит в 8—10 раз быстрее, чем сооружение капитальных станций. Цент­робежными насосами высокого давления КНС подают воду через распределительный коллектор по отдельным трубопроводам в на­гнетательные скважины.

Сифонный отбор широко применяется на Туймазинском, Ро- машкинском и других давно разрабатываемых нефтяных место­рождениях. Водозабор с помощью сифона на 20...30% дешевле, чем водозабор скважинными насосами. При более низких уров­нях жидкости (4 м и более от уровня приема поверхностного на­соса) применяются погружные артезианские насосы (АТН) или электроцентробежные насосы для подачи воды (ЭЦВ).

Кроме поверхностных вод для закачивания используются пла­стовые воды. Чаще всего используются воды аптского, альбекого и сеноманского ярусов, имеющих температуру около 40 °С. Хи­мический состав вод примерно такой же, что и у законтурных вод нефтяных месторождений. При их смешивании не выпадает оса­док, который мог бы закупоривать поры нефтеносного коллек­тора. В пластовых водах этих ярусов не обнаружены кислород и сероводород, кроме того, воды имеют хорошую вытесняющую и вымывающую способность по сравнению с поверхностными вода­ми. Водоносные пласты расположены на глубинах 700... 1 500 м, достаточно хорошо проницаемы, толщиной до 300... 500 м. Часть скважин фонтанирует, а в ряде скважин используют погружные насосы типа ЭЦВ.

Использование пластовых вод значительно облегчает подготовку воды для закачивания в пласт. Кроме того, следует отметить, что при сооружении кустовых насосных станций почти половина средств затрачивается на трубопроводы высокого давления и внутрискважинное оборудование. Отложения солей, коррозия резко сокращают сроки службы таких металлоемких и дорогостоящих коммуникаций, что приводит к необходимости выполнения не­прерывно нарастающих объемов крайне трудоемких ремонтных работ по смене трубопроводов, резко усложняющих функциони­рование промысла и увеличивающих в итоге трудоемкость добы­чи нефти.