Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
 Скачать 5.67 Mb.
|
|
127 стенке добывающей скважины, то есть x станет равным расстоянию между скважинами и тогда 1 x И, следовательно 1 1 ( ) ( ) f f F s F s τ τ ′ = Для случая, когда величина начальной водонасыщенности равна величине связанной 0 ( ) ( ) f f f F s F s Тогда, определив безразмерное время τ , можно перейти к размерному времени С помощью безразмерных параметров можно оценить нефтеотдачу. Не останавливаясь на выводе, приведём сразу расчётное соотношение [ ] } { 0 0 1 ( ) ( ) ( ) 1 F s s s s τ τ τ η τ ⋅ − + − = − , где ( ) s τ – значение водонасыщенности на стенке добывающей скважины в момент времени τ ; s 0 – значение начальной водонасыщенности. Таким образом, легко подсчитать величину нефтеотдачи за безводный период. Весь этот период величина водонасыщенности на стенке добывающей скважины равна начальной водонасыщенности. В случае, если на момент начала вытеснения вода неподвижна (те. связана, функция Бакли- Леверетта F(s 0 ) = 0, а значит, F(s f ) = 1. Запишем из соотношения для определения величины нефтеотдачи 1 1 )] ( [ 1 1 1 1 1 ) ( 0 0 0 s s s F s s f f безводн − = − − − = − − − = τ τ η Нами получено выражение, связывающее коэффициент нефтеотдачи и период достижения фронта вытеснения стенки добывающей скважины. 128 Лекция №12 План 1. Вытеснение нефти при наличии подвижной воды в начальный момент времени. Пример решения задач. 2. Вытеснение нефти при больших углах наклона пласта. Вытеснение нефти при наличии подвижной воды в начальный момент времени Нередко при организации заводнения в пласте уже находится подвижная вода. Это может иметь место, например, при разработке водонефтяных зон и молодых залежей, где процесс гравитационной дифференциации не успел пройти полностью и водонасыщенность нефтяной зоны высока, а также при уплотнении сетки в частично выработанных заводнением зонах. В этом случае выражение для производной функции Бакли-Леверетта запишется как 0 0 ( ) ( ) ( ) f f f F s F s F s s s − ′ = − , (12.1) где s 0 – коэффициент начальной водонасыщенности ( s 0 > св. С помощью графоаналитического метода эта производная находится следующим образом (рис. 12.1): Рис. 12.1 Касательная к функции Бакли-Леверетта в случае наличия подвижной воды 0 1 0 1 s s f св s 0 s 0 129 То есть в этом случае касательная проводится из точки на графике функции, соответствующей значению начального насыщения. Сравним графики распределения коэффициента водонасыщенности по пласту для случая подвижной и неподвижной воды при начале заводнения рис. 12.2): Рис. 12.2 Распределение коэффициента водонасыщенности по пласту для случая подвижной и неподвижной воды при начале заводнения Видно, что в случае, если с самого начала пластовая вода подвижна, то при прочих равных условиях вытеснение идёт менее эффективно. Проиллюстрируем теперь динамику величин обводнённости и нефтеотдачи для двух рассматриваемых случаев (рис. 12.3). Легко видеть, что в первом случаев продукции добывающих скважин вода появляется только при подходе фронта вытеснения. Во втором же случае имеется некоторая начальная обводнённость, которая при подходе фронта вытеснения начинает возрастать. Как правило, в пластах с высокой начальной водонасыщенностью подвижной водой) коэффициент нефтеотдачи ниже, чем на аналогичных месторождениях, нос неподвижной пластовой водой на начало заводнения. s 0 s f s f * s 0 1 1-s 0 =s н.ост s 0 =s св св 130 Рис. 12.3 Динамика величин обводнённости и нефтеотдачи при вытеснении нефти водой А – изначально пластовая вода неподвижна Б – пластовая вода подвижна с самого начала закачки Примеры решения задач по определению безводного периода разработки с использованием указанной схемы приведены в задачнике [**** ]. Вытеснение нефти при больших углах наклона пласта Вспомним, что выше мы рассматривали модель вытеснения, где действием гравитационных сил можно было пренебречь. Однако не всегда такое допущение справедливо. В тех случаях, когда углы наклона пластов значительны, величина гравитационного члена уравнения Раппопорта-Лиса становится значимой (рис. 12.4), тогда получим ( ) 0, где sin ( ) ( несли вытеснение идёт сверху вниз «-» – при вытеснении снизу вверх. обводнённость нефтеотдача t обводнённость нефтеотдача t подхода фронта подхода фронта А Б 131 Рис. 12.4 Схема вытеснения нефти при закачке воды в нижнюю часть пласта по вертикали (ниже по восстанию пласта) Так как физический смысл функции Бакли-Леверетта – это доля воды в двухфазном потоке жидкости, то становится понятно, что если из значения этой функции вычитается какая-то величина, то доля воды становится меньше и наоборот. Следовательно, можно заключить, что если справедлива рассматриваемая модель, то при прочих равных условиях вытеснение снизу вверх будет эффективнее, так как на тот же объем закачиваемой воды будет приходиться больший объем вытесненной нефти (рис. 12.5). Рис. 12.5 Графики функции Бакли-Леверетта для случаев заводнения снизу вверх и сверху вниз F(s) но но – вытеснение сверху вниз – вытеснение снизу вверх α 132 В случае нагнетания газа (например, в газовую шапку) или пара в битумный пласт гравитационные силы будет происходить обратный эффект, те. нефть будет вытесняться сверху вниз (рис. 12.6). Рис. 12.6 Механизм парогравитационного метода (ПГВ) Таким образом, более выгодно будет закачивать газ или пар в повышенные участки залежи, а отбор вести из пониженных. Это легко проверить, используя рассматриваемую модель вытеснения. Боковое расширение паровой зоны Холодная битумо- насыщенная зона Нагнетательная скважина Добывающая скважина Разогретый битум Пар + битум + вода 133 Лекция №13 План 1. Нестационарный режим заводнения. 2. Использование подземных вод для заводнения. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды для нагнетания. 3. Экологические проблемы при реализации заводнения. Нестационарный режим заводнения Под нестационарным режимом заводнения, как правило, подразумевают две группы технологий 1. Изменение направлений фильтрационных потоков. 2. Циклический режим нагнетания воды и отборов продукции из скважин. Технологии изменения направления фильтрационных потоков появились практически одновременно с технологией заводнения. Самым простым вариантом изменения направления фильтрационных потоков является, т.н. отработка нагнетательных скважин на нефть. При реализации проектной рядной системы расстановки скважин каждая вторая скважина в ряду нагнетательных в начальный период эксплуатируется как добывающая. Часто и на поздних стадиях разработки все проектные нагнетательные скважины отрабатываются на нефть, даже в заводненных зонах. Это делается для того, чтобы не образовывались застойные зоны, а также для увеличения приемистости этих скважин после пуска их под нагнетание (рис. 13.1). Если каждая вторая скважина в ряду сначала отрабатывается на нефть, то запасы нефти между скважинами в ряду достаточно быстро извлекаются. 134 Рис. 13.1 Схема образования застойных зон в ряду нагнетательных скважин После того, как в этих скважинах обводнённость достигнет высоких значений, их переводят под нагнетание (рис. 13.2). Рис. 13.2 Схема начальной отработки нагнетательной скважины в ряду на нефть Вариантов, с помощью которых достигается изменение направления фильтрационных потоков, очень много. Например, в застойную зону пласта можно пробурить новую скважину (нагнетательную или добывающую. Можно пробурить из существующей скважины боковой ствол. Последний вариант очень часто используют, когда есть скважины, достигшие предельной обводнённости. Однако при этом надо внимательно оценивать затраты и планировать эффект от бурения бокового ствола, так как нередко стоимость застойные зоны в ряду нагнетательных скважин векторы скорости фильтрации воды 135 зарезки бокового ствола достигает, а иногда и превышает стоимость бурения новой скважины. Не менее распространённая технология – это перевод добывающих вы- сокообводнённых скважин под нагнетание. Очень широко в России применяются также потокоотклоняющие технологии, которые в определенной степени могут быть отнесены или могут сопровождать нестационарный режим заводнения. При реализации этих технологий в пласты закачивают растворы полимеров, эмульсии, гелеобразую- щие системы (ГОС, вязкоупругие системы (ВУС), полимер-дисперсные системы (ПДС) и т.д. Обычно, эти составы закачивают в нагнетательные скважины, а затем проталкивают их по пласту водой. Если подобные технологии используют в добывающих скважинах, то тогда их называют водоизоляцион- ными. Циклический режим заводнения может быть одним из вариантов изменения направления фильтрационных потоков. Изменение направления фильтрационных потоков достигается путём изменения режимов работы скважин. Чаще всего изменяют режимы работы нагнетательных скважин, так как обычно добывающие оборудуют для работы на оптимальных режимах, поэтому, помимо возможных потерь на них, регулирование отборов на многих видах оборудования затруднено без проведения ремонта (например, для изменения частоты вращения кривошипа или длины хода плунжера. В настоящее время наряде видов добывающего оборудования предусматривается регулирование параметров добычи, например, регулируемый электропривод ШГН, ЭЦН и винтового насоса. На практике часто изменяют объёмы закачки циклически, ноне по отдельным скважинам, а по кустам. Благодаря этому может достигаться изменение фильтрационных потоков, а величина нефтеотдачи увеличивается за счет существенного прироста коэффициента охвата пласта воздействием. Примером такой реализации метода может быть разработка Восточно- Сулеевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения в 80- 136 е годы прошлого столетия. При циклическом воздействии отключались попеременно добывающие и нагнетательные скважины на одной и другой половинах площадей с периодом цикличности в зависимости от пластовых параметров и соответствующей реакции скважин на воздействие. Иногда циклическое заводнение реализуется следующим образом в зимний период проводится незначительная закачка воды в пласт (так предотвращается замерзание водоводов и существенное охлаждение пласта, а при положительных температурах объемы закачки увеличиваются. Главным результатом циклического воздействия для гидрофильного неоднородного по проницаемости пласта является внедрение воды на цикле повышения давления в поры меньшего диаметра неоднородных участков пласта в сравнении с вытеснением в стационарном режиме. Впоследствии, на этапе снижения давления, вода в этих участках удерживается капиллярными силами. В это же время нефть по порам большего диаметра вытесняется из охваченной капиллярно удержанной водой зоны. В качестве примера можно привести характерное нормальное распределение пор по размерам (рис. 13.3). Рис. 13.3 Нормальное распределение пор по размерам r, мкм σ, дед На основе такого распределения и результатов исследований зависимости капиллярного давления от диаметра капилляра можно определить долю объема нефти в капиллярах разного размера, потенциально подвижную при циклическом превышении внешнего давления над капиллярным. По результатам этих исследований, зная объемы неоднородного по проницаемости гидрофильного пласта, можно оценить эффективность циклического воздействия. Использование подземных вод для заводнения. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды для нагнетания Существуют различные источники воды для организации системы ППД. Помимо наземных источников можно использовать залежи, содержащие большое количество воды. Самым ярким примером подобных вариантов является использование для заводнения сеноманских вод в Западной Сибири. На значительной площади Западной Сибири присутствуют мощные се- номанские отложения, обладающие высокой проницаемостью, способные обеспечить высокие дебиты скважин поводе (сотни и тысячи кубометров в сутки с одной скважины. Часто дебита одной такой скважины достаточно, чтобы обеспечить работу целого куста нагнетательных скважин. Иногда с помощью сеноманских вод удаётся решить проблему замерзания водоводов у нагнетательных скважин с низкой приёмистостью. Лабораторные эксперименты показали, что наиболее высокий коэффициент вытеснения достигается в том случае, если в пласты закачивается родная пластовая вода. При использовании сеноманской воды коэффициент вытеснения почти такой же, как и у родной воды. Однако очень большой проблемой при использовании сеноманских вод является вынос твёрдых взвешенных частиц (ТВЧ) из сеноманских отложений. Именно поэтому такая вода может не подойти для заводнения низкопродуктивного коллектора. 138 На территории Татарстана также применяется технология использования подземных вод для заводнения, например, на залежах 301-303 и Карама- линской площади Ромашкинского месторождения. Для применения таких технологий могут использоваться модификации техники заводнения меж- скважинная перекачка (МСП), внутрискважинная перекачка (ВСП). МСП используется в технологии заводнения без обустройства КНС, когда из скважины, пробуренной на водоносный пласт целевым образом, или проектной добывающей, вскрывшей водоносный горизонт, добывают насосом воду, закачивая ее в другую скважину – нагнетательную. ВСП применяется в скважине, оборудованной по принципу одновре- менно-раздельной эксплуатации (рис. 13.4). 139 Рис. 13.4 Схема внутрискважинной перекачки воды (ВСП) для заводнения с использованием погружного электроцентробежного насоса (ЦН) При этом из одного пласта, чаще всего нижележащего, отбирается вода, а в другой, отсеченный от водоносного пласта пакером, она нагнетается. В этом случаев отличии от МСП, водной скважине совмещаются функции нагнетательной и добывающей поводе скважина также обеспечивается не- замерзаемость подаваемой для заводнения воды в зимнее время. 140 При этом при всех технологиях использования в качестве источника воды для заводнения водных ресурсов, несвязанных с целевой нефтяной залежью, необходимо предварительно, в соответствии с законодательством о недрах, подсчитать и защитить на Государственной комиссии по запасам (ГКЗ) ресурсы пластовых вод. Второй встречающийся на промыслах вариант использования подземных вод – это геотермальное заводнение. Залежи высоковязких нефтей обычно залегают на относительно небольших глубинах, где начальная пластовая температура невелика. Если вязкие нефти находятся при низкой пластовой температуре, то даже небольшое её повышение (на 30-50 Сможет привести к существенному снижению вязкости нефти. При закачке в такие залежи воды, взятой с большой глубины, где температура велика, существенно увеличивается не только коэффициент вытеснения, но и коэффициент охвата заводнением. Экологические проблемы при реализации заводнения Срок службы скважины зависит от региона, где она пробурена (качество грунтов, климатические особенности, способа разработки месторождения, качества эксплуатационных труб, защищенности от коррозии и ряда других факторов. Средний срок надежной эксплуатации скважины – 30 лет. Наименьшая продолжительность ее надежной эксплуатации может быть на месторождениях с системой ППД на основе высокоминерализованных вода также морских месторождениях, где в пласты закачивают солёную морскую воду, воздействующую не только на внутреннюю часть трубы, но и, частично, на внешнюю и снаружи. В ряде случаев, чтобы предотвратить быструю коррозию, на эксплуатационные колонны наносят внутренние и внешние специальные покрытия. Имеются технологии на основе расширяемой трубы (ex- pandable technology), разработанные в ТатНИПИнефть, которые позволяют защищать внешнюю поверхность обсадной колонны от воздействия пластовых агрессивных факторов, в т.ч. коррозионно-активных вод, соленосных 141 пластов, как это показано на рис. 13.5 в варианте в. При этом достигается значительное сокращение затрат и на строительство скважины. Если из-за коррозии скважины будут преждевременно выходить из строя, то управление выработкой пласта будет резко осложняться (удоро- жаться. Наиболее подвижная нефть будет отобрана впервые годы, а извлечение оставшихся запасов потребует бурения большого количества скважин- дублёров. Такая разработка месторождения может оказаться неэффективной. Конструкция скважин должна предусматривать их эксплуатационную надежность в течение многих лета также последующую надежную ликвидацию. Так как совершенно ясно, что даже при самых идеальных условиях настает время, когда эксплуатационные колонны прокорродируют. Поэтому необходимо предотвратить возможность перетоков солёных пластовых вод в верхние пласты, содержащие пресную воду. Иначе это может привести кто- му, что на территории, где разрабатывались нефтяные месторождения, подземные пресноводные горизонты начнут осолоняться, вызывая загрязнение питьевых источников. 142 Рис. 13.5. Конструкция скважины (а, б – стандартная, в – с использованием расширяемых труб. В настоящее время в системе заводнения широко используются метал- лопластмассовые трубы с внутренним полиэтиленовым покрытием (МПТ), трубы с внутренним полимерным (эмалевым) покрытием (ППТ) и стеклопла- стиковые трубы (СПТ). В результате вся система нагнетания минерализованных вод защищена с использованием труб с покрытием, в нагнетательных скважинах, кроме труб с покрытием, используются пакеры (например, в ОАО Татнефть марки М1-Х) для защиты межколонного пространства от контакта с закачиваемыми флюидами, а межколонное пространство над пакером заполняется жидкостями с антикоррозийными свойствами (АКЖ). 143 Лекция №14 План 1. Вытеснение нефти из трещинно-поровых коллекторов. 2. Анализ технологических показателей разработки. Вытеснение нефти из трещинно-поровых коллекторов Разработка пластов, сложенных трещинно-поровыми и трещинными породами, является одним из сложнейших вопросов теории и практики разработки нефтяных месторождений. В условиях месторождений Татарстана такие коллекторы характерны для отложений верейского, башкирского, серпуховского и турнейского возраста. На разработку трещинных и трещинно-поровых пластов может оказывать существенное влияние резкое изменение объема трещин при изменении давления жидкости, насыщающей трещины, в результате деформации горных пород. При применении заводнения на таких месторождениях задача их разработки ещё более усложняется, так как возникает опасность прорыва воды по высокопроницаемым трещинам. При этом поданным экспериментальных исследований и опыта разработки, известно, что из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно и коэффициент вытеснения достигает 0,8-0,85. Опыт также показывает, что и из матриц трещинно-поровых пластов при их заводнении нефть вытесняется, хотя коэффициент нефтевытеснения сравнительно невелик, не превышая величины 0,3 даже для гидрофильных коллекторов. Но чаще всего карбонатный коллектор представлен гидрофобной поверхностью пор, во многом за счет адсорбированных поверхностно-активных компонентов из контактирующей с нею нефтью. Вытеснение нефти водой из матриц трещинно-поровых пластов происходит под действием двух важнейших факторов. |