Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела. Основы нефтяного и газового дела

• Название: Основы нефтяного и газового дела
• Анкор: Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела.doc
• Дата: 04.02.2017
• Размер: 12.41 Mb.
• Имя файла: Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела.doc
• Тип: Книга; #2110
• страница: 14 из 26

Г л а в а II

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 1. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения — комплекс мероприятий, направленных на извлечение из залежи на поверхность нефти, газа, конденсата при определенном порядке размещения скважин на площади, очередности их бурения и ввода в эксплуатацию, установления и поддержания режима их работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Большинство нефтяных и газовых месторождений мира состоят из нескольких залежей или пластов, расположенных поэтажно один над другим. В таких многопластовых месторождениях каждый эксплуатационный объект (залежь, пласт) разрабатывается самостоятельно, причем очередность ввода того или иного объекта определяется, исходя из технико-экономических соображений.

Иногда одной сеткой скважин совместно разрабатываются несколько объектов. Так разрабатываются месторождения, в которых эксплуатационные объекты расположены недалеко друг от друга, геолого-физические свойства пластов (состав пород, проницаемость, пластовое давление, размеры залежей, режимы дренирования) и качественные характеристики содержащихся в них нефтей примерно одинаковы.

Может осуществляться также раздельная эксплуатация нескольких объектов одной сеткой скважин. В этом случае все продуктивные пласты данного месторождения (или основные из них) разбуриваются одной сеткой скважины. Скважины оснащаются оборудованием, обеспечивающим извлечение нефти или газа из каждого пласта на поверхность по самостоятельным каналам: например, нефть из одного пласта извлекается по подъемным трубам, а из другого — по межтрубному пространству.

Высокопродуктивные пласты одного и того же месторождения в основном объекты самостоятельной разработки: каждый такой пласт разрабатывается по своей сетке размещения скважин, бурить которые можно как одновременно, так и последовательно. При применении такой системы разбуривания многопластового месторождения обеспечивается быстрый рост добычи нефти или газа. Однако при этом затрачивается большое количество металла и средств, так как скважины бурятся на одной площади. При этом используют несколько сеток размещения скважин.

Если над высокопродуктивным нефтяным или газовым пластом залегают малопродуктивные пласты, то обычно скважины бурят на основной пласт только по одной сетке; пласты, залегающие выше основного, разрабатываются теми же скважинами после окончания эксплуатации нижнего основного пласта. Для этого нижнюю часть скважины, в которой против выработанного пласта была проведена перфорация, заливают цементным раствором и перфорируют обсадную колонну в интервале верхных объектов. При такой системе значительно экономятся средства на бурение скважин, но замедляется разработка всего месторождения в целом.

Во всех случаях порядок разбуривания и разработки многопластовых месторождений обосновывается технико-экономическими показателями с учетом возможности и необходимости роста добычи нефти или газа в данном районе и с учетом затрат материально-технических средств, требуемых на выполнение того или иного варианта разработки отдельных пластов данного месторождения.

В настоящее время при разработке многопластовых месторождений в большинстве случаев применяется комбинированная система. При такой системе в разрезе месторождения выбирается не один опорный горизонт, а два или даже три, каждый из которых разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Промежуточные горизонты с меньшей нефте- или газонасыщенностью и меньшей продуктивностью разрабатываются после истощения опорных горизонтов.

Основные элементы в системе разработки каждой нефтяной или газовой залежи — схема размещения на площади эксплуатационных и вспомогательных скважин и их число.

При разработке нефтяных залежей с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные «водоплавающие» залежи с напором подошвенных вод) скважины размещают по равномерной сплошной сетке (квадратной или треугольной) по всей площади, т. е. по углам квадратов или равносторонних треугольников, на которые разбивается вся площадь залежи.

На нефтяных залежах с напорным режимом ( с перемещающимися контурами нефтеносности) скважины располагают рядами, параллельными перемещающимся контурам: при газонапорном режиме — параллельно контуру газоносности, при водонапорном—контуру водоносности.

Расстояние между скважинами, а также между рядами скважин во всех случаях выбирают в зависимости от геологотехнических условий (проницаемость пород,- вязкость нефти и т. п.) и экономических соображений.

От принятой сетки размещения скважин на разрабатываемой площади и числа скважин при прочих равных условиях зависят темп отбора нефти из залежи и срок ее разработки. Оптимальное расстояние между скважинами определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении месторождения, вязкости нефти, содержании газа, режиме разработки залежи. При этом учитывается применение-методов искусственного воздействия на пласты.

Нефтяные месторождения эксплуатируются в основном с применением методов искусственного воздействия на пласты (законтурного или внутриконтурного заводнения); по разреженным сеткам скважин.

Важным фактором, характеризующим рациональность системы разработки нефтяного месторождения, является темп отбора нефти, определяемый суммарной добычей нефти из пластов за определенный промежуток времени (сутки, месяц, год). При заданном числе скважин, пробуренных на данный конкретный пласт, средние дебиты их, а следовательно, и текущая добыча, могут быть самыми различными и зависеть от установленного режима эксплуатации скважин.

Следовательно, система разработки каждой нефтяной залежи может быть различной как по сетке размещения скважин, порядку и темпу разбуривания площади, так и по темпам отбора жидкости. Если учесть, что в природе встречаются самые разнообразные залежи нефти по размерам и мощности, глубине залегания, геолого-физическим свойствам нефтесодержа-щих пород и характеристике нефти, содержанию в пласте газа и воды, то станет ясно, что общего рецепта для выбора системы разработки нефтяных залежей дать нельзя. К каждой залежи должен быть применен индивидуальный подход, с тем чтобы разработка ее была наиболее рациональной и эффективной при соблюдении правил по охране недр.

Под рациональной системой разработки нефтяных месторождений подразумевается такая система, при которой месторождение разбуривается минимально допустимым числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи нефти, высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и минимальной себестоимости-нефти.

Проектирование системы разработки нефтяного месторождения заключается в подборе такого варианта, который удовлетворял бы предъявленным выше требованиям.

Темп отбора нефти из залежи в активный период ее эксплуатации достигает 8—10% и более в год от начальных извлекаемых запасов. Обеспечение заданных темпов отбора нефти из залежи осуществляется путем установления соответствующих дебитов:

по эксплуатационным скважинам и регулирования перемещения водонефтяного или газонефтяного контакта от контуров водоносности и газоносности.

§ 2. КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Идеальное перемещение водонефтяного контакта возможно лишь в пласте геометрически правильной формы и однородном по физическим свойствам. В большинстве случаев эти условия не выдерживаются и перемещение контуров нефтеносности и водоносности происходит неравномерно.

Для наблюдения за продвижением контура воды предназначены контрольные или наблюдательные скважины. Увеличение обводненности нефти, извлекаемой из скважин, сигнализирует о подходе воды к данному участку пласта.

Неравномерное продвижение воды достигается ограничением отборов жидкости из обводняющихся скважин и скважин, близко расположенных к контуру водоносности; изоляцией нижних обводнившихся частей или пропластков залежи; ограничением объема закачиваемой воды через скважины, наиболее близко расположенные к обводняющемуся участку с одновременным увеличением объема закачиваемой воды в зонах, где продвижение контурных вод замедленное.

В процессе разработки постоянно контролируется изменение пластового давления по площади. Чтобы получить ясную картину о значении пластового давления в разных частях нефтяной залежи, следует замерить этот параметр в возможно боль-жем числе скважин. По полученным данным строят так называемую карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями).

Для прослеживания за изменением пластового давления карты изобар строятся через определенные промежутки времени. Изучение и анализ этих карт позволяет определять темпы падения пластовых давлений по отдельным участкам площади, находить причины резких снижений давлений по этим участкам и намечать мероприятия по выравниванию давления.

Для анализа и регулирования процессов разработки нефтяных месторождений кроме карт изобар составляют также карты равных коэффициентов проницаемости и продуктивности на 1 м мощности пласта, карты отборов нефти по зонам и скважинам, карты обводненности и продвижения контуров нефтеносности.

Графическим методом можно построить также ряд производных графиков, например графики соотношения между отбором жидкости и пластовым давлением, между суммарным отбором жидкости и изменением газового фактора и т. п.

Графики разработки, карты изобар и карты обводнения позволяют правильно оценивать состояние разработки и намечать правильные пути регулирования процесса эксплуатации отдельных скважин и пласта в целом.

§ 3. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Особенности разработки газовых месторождений обусловлены отличием физических свойств газа от соответствующих ствойств нефти: гораздо меньшими вязкостью и плотностью и значительной сжимаемостью.

Добытую из недр нефть перед переработкой ее на заводах можно в случае необходимости длительное время хранить в емкостях, расположенных в районах добычи нефти, на трассах нефтепроводов и на самих заводах. Извлеченный же на поверхность газ следует тут же направлять в магистральный газопровод или местным потребителям.

Следовательно, в большинстве случаев основная особенность разработки крупных газовых месторождений заключается в неразрывной связи всех элементов в системе пласт — скважина — газосборные сети на промысле — магистральный газопровод — потребители.

Как и для нефтяных месторождений, в основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения заданной добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях и при соблюдении условий охраны недр. Исходя из этого принципа, при проектировании определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок разработки, число скважин и схему размещения их на площади.

Существенное влияние на выбор числа скважин для каждого конкретного газового месторождения оказывает диаметр скважин. Чем больше диаметр ее, тем больше может быть дебит, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Увеличение дебита скважин обеспечивает уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа. Вместе с тем увеличение диаметра скважин приводит к усложнению и замедлению бурения, большой затрате металла. Поэтому при проектировании разработки газовых месторождений очень важно выбрать наиболее оптимальный диаметр скважин.

Схему размещения скважин выбирают в зависимости от формы залежи газа. В случае целесообразной залежи скважины располагают в виде одной, двух или трех прямолинейных цепочек, параллельных продольной оси залежи, при круговой залежи — кольцевыми батареями или же равномерно по всей площади залежи.

Коэффициент газоотдачи газовых пластов, как правило, выше коэффициента нефтеотдачи. В отличие от нефти газ слабо взаимодействует с поверхностью пористой среды, обладает незначительной вязкостью (в сто и более раз меньшей; чем вязкость легких нефтей).

Вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. При этом пластовое давление может уменьшиться до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может теоретически достигать высоких значений — 90—95% и более. Однако следует учитывать, что на газоотдачу влияет множество факторов и значение ее практически бывает ниже указанных цифр.

Основной фактор, влияющий на величину газоотдачи,— остаточное давление в залежи на конечной стадии ее разработки. Естественно, что наибольшая газоотдача газового пласта может быть достигнута при снижении пластового давления до возможного минимального значения, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отбор газа из скважин под вакуумом). Однако при этих условиях де-биты скважин становятся крайне низкими вследствие небольших перепадов давления (р_пл—рзаб).

Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, разработку газовой залежи практически прекращают при давлениях на устьях скважин, больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах обычно принимают равным 0,7—0,8.

§ 4. РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие углеводороды, называются газоконденсатными.

Содержание конденсата в газе зависит от состава газа, пластового давления и температуры. В одних залежах конденсата в 1 м³ газа содержится всего лишь несколько кубических сантиметров, в других до нескольких сот кубических сантиметров. В основном содержание конденсата в газе находится в пределах 40—600 см³/м³.

Газоконденсатные месторождения, залегающие на глубинах свыше 1500 м, характеризуются тем, что содержащиеся в них углеводородные смеси находятся обычно в однофазном состоянии, — тяжелые компоненты полностью растворены в массе легких газообразных компонентов. При разработке газоконденсат-ного месторождения по мере падения давления из газа начинает выделяться конденсат. В первую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты, а затем все более легкие. Давление, при котором начинается выделение из газа конденсата, называется давлением начала конденсации.

Конденсат может выделяться как на поверхности из добытого газа, так и в пласте при снижении давления. В последнем случае конденсат впитывается породой пласта и значительная часть его может остаться в пласте безвозвратно. Поэтому газоконденсатные месторождения следует разрабатывать при забойных давлениях в скважинах, больших давления начала конденсации, по следующей схеме кругового процесса. Газ с конденсатом из скважины поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующем давлении и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ сжимается в компрессорах до давления, на 15—20% превышающего давление в скважинах, и под этим давлением через нагнетательные скважины нагнетается обратно в пласт.

§ 5. ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ

^Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Даже при наиболее эффективном водонапорном режиме дренирования в процессе разработки залежи пластовые давления обычно снижаются, что указывает на истощение пластовой энергии. Это объясняется тем, что объем поступающей в нефтяную часть залежи пластовой воды обычно меньше объема извлекаемых из пласта нефти и газа, вследствие чего пластовое давление начинает падать.

Искусственное поддержание пластовой энергии — наиболее эффективное мероприятие по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разработки.

В большинстве случаев поддержание пластовой энергии осуществляется применением законтурного заводнения, т. е. закачной воды в законтурные водоносные зоны залежи (рис. 77). Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

В результате заводнения создается искусственный контур питания залежи водой, приближенный к зоне разработки пласта, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти из него и, следовательно, для интенсификации разработки залежи. В этом случае повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2—4 близлежащих ряда эксплуатационных скважин.

Если площадь нефтяной залежи значительная по размерам, то для интенсификации ее разработки применяют внутри-контурное заводнение. Сущность этого метода состоит в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, которые располагаются вдоль намеченных линий разрезания внутри контура нефтеносности. Таким образом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно (рис. 78, а).

Внутриконтурное заводнение в СССР впервые было осуществлено на Ромашкинском нефтяном месторождении (Татарская АССР), которое разрезано рядами нагнетательных скважин на 20 с лишним обособленных эксплуатационных площадей.

В ряде случаев для интенсификации разработки применяют комбинацию законтурного заводнения с внутрикон-турным (центральным) или очаговым заводнением (рис. 78, б, е).

Для поддержания пластового давления в нефтяной залежи на заданном уровне объем закачиваемой воды в процессе заводнения должен равняться объему извлекаемых из залежи нефти, газа и пластовой воды. Во время проектирования процесса заводнения пласта учитываются возможные потери воды в результате утечки ее в периферийные зоны пласта. При внутриконтурном заводнении возможен уход части нагнетаемой воды в верхние или нижние пласты через неплотности в цементном кольце отдельных скважин.

	Рис. 77. Схема законтурного заводнения: / — нефтяные скважины; 2 — нагнетательные скважины; 3 — контрольные скважины; 4 — внутренний контур нефтеносности; 5 — внешний контур нефтеносности
		Рис. 78. Схемы внутриконтурного заводнения: 1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины

Практикой установлено, что для поддержания пластового давления на одном уровне при законтурном или внутриконтурном заводнении в пласт следует закачивать 1,6—2,0 м³ воды на каждую тонну извлекаемой нефти. При извлечении вместе с нефтью пластовой воды учитывается и ее объем. Если требуется повысить пластовое давление, объем нагнетаемой воды увеличивают.

Число нагнетательных скважин при заводнении пластов определяется давлением заданного объема закачиваемой воды на среднюю поглотительную способность одной скважины при оптимальном давлении нагнетания. Давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования. Давление на забое нагнетательной скважины составляет:



где Рзаб — давление на забое скважины; р_наг — давление на вы-киде насоса; p_Cf — давление на забой столба воды в скважине, рт_р - потери давления на трение в трубах от насоса до забоя скважины (р_тр определяются по известным формулам гидравлики).

Применение законтурного или внутриконтурного заводнения с целью восполнения пластовой энергии, расходуемой при отборах нефти из пласта, позволило в значительной степени интенсифицировать процессы разработки нефтяных залежей: стало возможным резко увеличить темпы отбора нефти из пластов и тем самым сократить сроки их разработки при обеспечении высоких конечных коэффициентов их нефтеотдачи. При этом нефтяные залежи стали разрабатывать по разреженным сеткам скважин, т. е. со значительно меньшим числом скважин на единицу площади, чем при системах разработки без применения законтурного заводнения. Если на старых бакинских, грозненских и других месторождениях ранее на одну скважину приходилось от 1 до 4 га, редко до 8 га нефтеносной площади, то сейчас на большинстве новых месторождений степень уплотнения составляет от 12 до 60 га и выше на одну скважину.

На месторождениях, разрабатываемых при помощи законтурного заводнения, высокий уровень текущей добычи нефти сохраняется длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума.

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды как поверхностных водоемов (реки, моря, озера), так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Так, на всех морских месторождениях и месторождениях, расположенных вблизи моря, для закачки в пласт используется морская вода. Для месторождений, расположенных в районах с хорошо развитой системой рек, для заводнения пластов обычно применяется речная вода, забираемая непосредственно из рек или из артезианских скважин, размещаемых в пойме этих рек.

Часто для заводнения нефтяных пластов используются воды глубинных водоносных горизонтов, если они имеются на площади разрабатываемого месторождения или вблизи от него.

Для заводнения продуктивных пластов многих нефтяных месторождений Западной Сибири используются подземные воды мощных водоносных отложений, залегающих выше продуктивных горизонтов. Дебиты скважин, пробуренных на эти горизонты, достигают 3000—4000 м³/сут.

Наряду с указанными источниками водоснабжения во всех случаях следует использовать пластовые воды, извлекаемые на поверхность из разрабатываемых залежей нефти. Такое использование пластовых вод позволяет решить другую важную задачу — предотвращает загрязнение территории промыслов и водоемов сильно минерализованными водами. Однако количество добываемой вместе с нефтью воды обычно бывает недостаточным для полной компенсации отбора всей жидкости из залежи, особенно в первые периоды ее разработки, когда обводненность нефти еще небольшая. Пластовые воды в большинстве случаев является лишь дополнительным источником водоснабжения для заводнения нефтяных пластов.

Вода, предназначенная для закачки в пласт, должна быть по возможности чистой, не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа, сероводорода, углекислоты, нефти, а также органических примесей (бактерий и водорослей).

Для очистки воды в системах заводнения пластов сооружают водоочистные установки.

Вода, поступающая на водоочистную установку, в зависимости от ее качества с целью очистки подвергается:

1) коагуляции — укрупнению мельчайших взвешенных в воде частиц с образованием осаждающихся хлопьев;

2) фильтрации — очистке от взвешенных частиц после коагуляции (обычно в песчаных фильтрах);

3) обезжелезиванию — удалению закисей или окисей железа, которые в противном случае могут в пласте выпадать в осадок;

4) смягчению — подщелачиванию гашеной известью;

5) хлорированию — ликвидации микроорганизмов, бактерий;

6) стабилизации — придании воде стабильности по химическому составу и особенно по предупреждению обогащения ее железом, поскольку вода закачивается в пласт по стальным трубам.

В зависимости от свойств воды схема подготовки ее может быть различной. Например, при использовании поверхностных вод можно исключить обезжелезивание воды и т. п. Иногда достаточно пропустить воду через песчаные фильтры с целью освобождения ее от механических примесей. Подрусловые воды, которые широко используются при заводнениях на промыслах восточных районов, практически не нуждаются и в такой очистке. Прошедшие через естественные фильтры эти воды почти не содержат механических примесей. Минерализованные воды водоносных пластов нефтяных месторождений (например, в Западной Сибири) также, как правило, не нуждаются в специальной обработке.



Рис. 79. Схема водоочистной станции

На рис. 79 показана схема водоочистной станции при использовании для нагнетания в пласт воды из открытых водоемов. Вода из водоема после добавки в нее необходимого количества коагулянта из дозирующего устройства 2 для укрупнения мелких механических частиц, насосами 1 первого подъема направляется в смеситель 3. (Наиболее распространенный в практике обработки воды коагулянт — сернокислый алюминий (иначе называемый сернокислым глиноземом). Количество коагулянта в каждом случае выбирают в зависимости от мутности воды и характеристики взвеси). В смесителе при подъеме воды с постоянно снижающейся скоростью происходит коагуляция мелких взвешенных частиц. Затем вода попадает в осветлитель 4, в котором при повороте потока на 180° оседает основное количество взвешенных частиц. Остальное количество взвесей задерживается в гравийных фильтрах 5. Очищенная вода накапливается в резервуарах 6, из которых насосами 7 направляется на кустовые насосные станции и далее распределяется по нагнетательным скважинам.

Схемы водоснабжения для заводнения пластов могут отличаться друг от друга в зависимости от местных условий каждого района. Однако любая схема, когда используются поверхностные водоемы в качестве источников водоснабжения, состоит из следующих основных элементов (рис. 80):

1) водозаборных сооружений, предназначенных для забора воды из источников и подачи ее в водопроводную сеть или на водоочистную установку;

2) водоочистной установки (если требуется очистка воды);

3) сети магистральных и разводящих водоводов;

4) насосных станций для подачи воды в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины;

5) нагнетательных скважин.

Кустовые насосные станции, предназначенные для непосредственной закачки воды в пласт через нагнетательные скважины, оборудуются мощными многоступенчатыми центробежными насосами с подачей до 150 м³/ч и с развиваемым давлением до 10—20 МПа (100—200 кгс/см²). В зависимости от числа установленных насосов (с учетом резерва) рабочая подача одной кустовой станции составляет 4—10 тыс. м³ воды в сутки. Каждая кустовая станция может обслуживать до 20 нагнетательных скважин.

Вода распределяется по нагнетательным скважинам через водораспределительные батареи, устанавливаемые на каждой кустовой станции. Через батареи регулируется подача воды в каждую скважину; установленные на них диафрагменные счетчики замеряют и учитывают закачиваемую воду.

Рис. 80. Схема водоснабжения для законтурного заводнения: 1 — скважины подруслового водозабора; 2 — насосная станция первого подъема; 3 — открытый водозабор; 4— станция водоочистки; 5 — кустовые насосные станции; 6 — площадь размещения нефтяных скважин; 7 — нагнетательные скважины

В залежах нефти с газовой шапкой или большими углами падения пород поддержание давления достигается нагнетанием газа или воздуха в повышенную ее часть (газовую шапку). Для поддержания пластового давления в этой залежи путем закачки газа в пласт с начала его разработки требуется строительство мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитанными на высокое давление, так как давление нагнетания должно быть на 10—20% выше пластового. Сооружение таких компрессорных станций со всем подсобным хозяйством связано с затратой значительных капиталовложений и является весьма трудоемкой работой. Поэтому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового давления на уровне, который может быть обеспечен давлением стандартных, выпускаемых промышленностью компрессоров (5—12 МПа),т. е. закачку газа начинают на более поздней стадии его разработки.

Газ или воздух обычно нагнетается в скважины, располо; женные в присводовой части залежи. При этом в качестве рабочего агента лучше всего применять естественный нефтяной газ, но если промысел не располагает нужным количеством газа, то при отсутствии в пласте газовой шапки можно в сводовую часть залежи нагнетать также и воздух. Нагнетание воздуха в газовую шапку нежелательно, так как это приводит к значительному ухудшению свойств газа.

Количество нагнетаемого в скважины газа или воздуха оценивается опытным определением поглотительной способности скважин. Практически можно считать нормальным, если в каждую нагнетательную скважину закачивается от 10 до 25 тыс. м³ газа.

Если нефтяная залежь разрабатывается без поддержания пластового давления, первоначальные запасы пластовой энергии быстро расходуются. В результате дебиты скважин снижаются незначительно. При этом в залежи остаются огромные количества нефти.

Для повышения текущей добычи нефти из таких «истощенных» залежей и увеличения суммарной нефтеотдачи применяют вторичные методы добычи нефти — те же методы нагнетания в пласт воды воздуха или газа, но в меньших объемах и при меньших давлениях, чем при процессах поддержания пластовых давлений. Нагнетание в пласт воды или газа при этом осуществляется чаще всего по всей площади нефтяной залежи (площадное заводнение, площадная закачка газа или воздуха в пласт).

Нагнетательные скважины располагаются непосредственно в нефтяной зоне, между эксплуатационными скважинами. Обычно в качестве нагнетательных используют нефтяные скважины, выбывшие из эксплуатации по тем или иным причинам.

Регулирование процесса площадного заводнения или площадной закачки газа в пласт преследует цель равномерного проталкивания нефти к забоям эксплуатационных скважин. Это достигается ограничением закачки воды или газа в скважины, являющиеся очагами их прорывов по отдельным направлениям, ограничением отбора нефти из эксплуатационных скважин или, наоборот, путем увеличения объема закачиваемых воды или газа и усиленного отбора нефти из отдельных скважин или групп скважин.

§ 6. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И ГАЗООТДАЧИ ПЛАСТОВ

Применение искусственных методов воздействия на пласты (законтурное и внутриконтурное заводнение, закачка в пласт газа или воздуха) позволяет восполнять пластовую энергию, расходуемую в процессе разработки нефтяных залежей, значительно сокращать сроки разработки залежей за счет более ин-тесивных темпов отбора нефти и в какой-то мере повышать степень использования геологических запасов нефти, содержащихся в недрах. Но следует учитывать, что конечная нефтеотдача пластов при любых известных методах воздействия на них даже в лабораторных условиях редко превышает 70—80%. В недрах всегда остается значительное количество нефти, которая удерживается в порах пласта капиллярными силами или же находится в «целиках» — в зонах пласта, не затронутых воздействием движущих сил. Чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше поровые каналы, тем сильнее проявляются удерживающие нефть капиллярные силы и тем больше в недрах остается нефти.

В современных условиях при проектировании процесса разработки нефтяных месторождений коэффициент конечной нефтеотдачи пластов даже в условиях применения методов поддержания пластовых давлений в большинстве случаев принимают в пределах 50—60%. Поэтому в последнее время значительно усилены работы по нахождению путей повышения конечной нефтеотдачи пластов.

Известно несколько методов вытеснения нефти из пластов, обеспечивающих повышение их суммарной нефтеотдачи.

Закачка в пласт воды, обработанной ПАВ. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяются во многих отраслях промышленности как моющие и пенообразующие средства, снижающие поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела.

Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию его в объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходящими в поверхностных слоях, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе. Так, концентрация некоторых ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05%.

При закачке в пласт воды с добавкой ПАВ в нефтяном коллекторе изменяются поверхностно-молекулярные свойства полиминеральной среды — резко снижается поверхностное натяжение на границе нефти с водой или же на границе нефти с породой.

Значительное снижение поверхностного натяжения на границах раздела фаз — одна из причин более полного вытеснения нефти из пористой среды растворами ПАВ, которые способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде и улучшают моющие свойства воды.

Вытеснение нефти оторочкой загущенной воды. Вытеснение нефти из неоднородного коллектора может быть эффективным, если применять воду повышенной вязкости. При этом создаются условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее хорошие результаты получили после использования гидролизованного полиакриламида (ПАА). Этот полимер сравнительно хорошо растворяется в воде и при небольших концентрациях его в воде образуются вязкие растворы.

При практическом осуществлении процесса вытеснения нефти наиболее рационально закачивать на первой стадии небольшое количество загущенной воды для создания в пласте оторочки. Далее следует закачивать обычную воду, которая проталкивает оторочку в глубь пласта.

В качестве рабочего агента повышенной вязкости можно использовать пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2—1,0% пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5—10 раз больше вязкости воды. Оторочка из пены проталкивается в глубь пласта водой.

Закачка в пласт углекислоты. Для увеличения нефтеотдачи углекислый газ нагнетается в пласт в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой. Получен эффект также при вытеснении нефти непосредственно водными растворами углекислоты. Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом причин. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО₂, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием ее объема, снижением поверхностного натяжения на границе с водой.

Нагнетание в пласт теплоносителя. В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно используют горячую воду и водяной пар.

Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти и теплового расширения пластовой нефти скелета пласта.

Для более рационального использования тепла советскими учеными на основе теоретических и лабораторных исследований предложена следующая схема процесса нагнетания в пласт теплоносителя.

Вначале в пласт в течение определенного времени нагнетают горячий агент. После образования в пласте нагретой зоны значительных размеров прекращают нагнетать горячий агент и начинают нагнетать холодный. При поступлении в нагретую зону холодный агент нагревается (т. е. превращается в теплоноситель) и во время дальнейшего движения прогревает более удаленные участки пласта. Пористая среда (порода-коллектор) действует как теплообменник с большой поверхностью теплообмена. По мере остывания первоначально нагретого участка пласта некоторая часть тепла постепенно возвращается обратно в пласт. Таким образом, тепло, аккумулированное в пласте (а также частично в окружающих его породах), реализуется для нагревания рабочего агента непосредственно в пластовых условиях.

Внутрипластовое горение. При этом методе после зажигания тем или иным способом нефти у забоя зажигательной (нагнетательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Вытеснение нефти из пласта растворителями. Частичное или полное устранение отрицательного влияния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путем создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вытесняющей фазой (растворитель, газ) без образования границы раздела между ними. Это возможно лишь при условии, когда вытесняемая и вытесняющая фазы взаимно растворимы и образуют однофазную систему. В качестве вытесняющей фазы могут быть использованы пропан, бутан, смесь пропана с бутаном, газ высокого давления. При нагнетании в пласт при определенном давлении какого-либо из этих углеводородов происходит их смешивание с нефтью и полное взаимное растворение в нефти, исчезновение границ раздела между вытесняющей и: вытесняемой средами, ослабляется применение нефти к стенкам пор.

Повышение газоотдачи газовых пластов достигается за счет режимных мероприятий и прежде всего своевременной изоляции прорвавшихся вод по отдельным пропласткам. Кроме того, повышение газоотдачи может быть достигнуто путем доведения пластового давления до минимально возможного — отбор газа из скважин под вакуумом.

Повышение конденсатоотдачи в газоконденсатных месторождениях может быть достигнуто путем поддержания пластового давления, т. е. закачкой сухого газа в разрабатываемый пласт.