Освоение скважин при помощи струйных насосов на восточно-северском месторождении. Учебное пособие 2е издание Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа
 Скачать 3.74 Mb.
|
|
7.4. Выбор и расположение нагнетательных скважин. Линию расположения нагнетательных скважин определяют в основном по технологическим и геологическим характеристикам. Задача заключается в подборе такой схемы расположения нагнетательных скважин, при которой обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой. Один из основных методов обеспечения эффективной связи между зонами нагнетания и отбора - максимальное приближение линии нагнетания или отдельных нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Однако такое приближение может привести к нарушению равномерности продвижения контура нефтеносности. При законтурном заводнении линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как: степень разведанности залежи - степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но также от угла падения продуктивного пласта и его постоянства; предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами; расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и первым рядом добывающих скважин. Чем лучше степень разведанности, тем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей степени будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодействия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в равномерности перемещения водонефтяного контакта. При внутриконтурном заводнении при определении мест, где нужно будет пробурить нагнетательные скважины, необходимо в первую очередь учитывать особенности геологического строения продуктивного пласта, изменение его толщины и проницаемости, значения этих параметров, степень расчлененности пласта на отдельные прослои, характер изменения насыщенности пласта нефтью и водой, зоны выклинивания изменчивости пласта. Намечаемое расположение нагнетательных скважин должно преследовать следующие цели: 1. Обеспечение во всех точках залежи эффективного поддержания пластового давления. Поэтому нагнетательные скважины должны вскрывать все продуктивные прослои и пропластки и охватывать все изолированные друг от друга участки. 2. Получение максимальной нефтеотдачи. Для этого процессом вытеснения должны сразу или последовательно охватываться все точки пласта. При этом по возможности не должны оставаться различные тупиковые и застойные области, в которых могли бы остаться непромытые водой участки пласта. Ряды нагнетательных скважин должны проектироваться: 1. вдоль контуров нефтеносности по отдельным пластам и пропласткам, разрабатываемым единой сеткой добывающих скважин; 2. в местах с достаточно хорошими коллекторскими свойствами продуктивных пород, что облегчает освоение нагнетательных скважин; в местах наиболее пониженных (по линии естественного разрезания залежи водяными зонами, вклинивающимися в чисто нефтяную залежь); перпендикулярно к линиям замещения проницаемых продуктивных пород непроницаемыми породами (перпендикулярно к линиям выклинивания) - вблизи от этих линий; таким образом, чтобы выделяемые площади и участки имели бы форму и размеры, обеспечивающие их разработку в сроки, не превышающие максимально допустимые. 7.5. Определение количества воды, необходимой для осуществления заводнения, давления нагнетания, приемистости и числа нагнетательных скважин. Суммарный объем закачки воды зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, давления на линии нагнетания, а в большинстве случаев также от коллекторских и упругих свойств пластов и насыщающих жидкостей в законтурной области. При заводнении любого типа необходимо поддерживать такой режим закачки воды, при котором объем воды, нагнетаемой в пласт, будет равен объему жидкости и газа, извлеченных из пласта. Для условий внутриконтурного заводнения при установившемся жестководонапорном режиме и площадных систем суммарное количество нагнетаемой воды равно количеству извлекаемой нефти и воды. При законтурном заводнении часть нагнетаемой воды уходит в водяную часть залежи. В общем виде количество закачиваемой воды при законтурном заводнении определяется по формуле:  (7.1)где  - количество отбираемой жидкости (нефть+вода);  - количество воды, утекающей за контур.Количество воды, утекающей в законтурную область, зависит от давления на линии водонагнетательных скважин и среднего пластового давления в законтурной зоне. Ориентировочно считают, что потеря воды при этом составляет 15-20% от объема закачиваемой воды. Предварительно рассчитав количество нагнетаемой воды, можно определить количество нагнетательных скважин:  (7.2)где  - количество воды нагнетаемой в одну скважину,  (7.3)где  - давление на линии водонагнетательных скважин;  -фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне нагнетательной скважины;  - половина расстояния между водонагнетательными скважинами, (7.4) - коэффициент, учитывающий загрязнение прифильтровой зоны водонагнетательных скважин, определяется по результатам опыта нагнетания воды и представляет собой отношение начальной приемистости нагнетательной скважины  к средней приемистости за межремонтный период  . (7.5) - давление на забое нагнетательной скважины: (7.6)где Н - глубина нагнетательной скважины; Рнас - давление на выкиде насоса; АРтр - потери давления на трение. Давление нагнетания определяется типом насосного оборудования с учетом технического состояния скважин и трубопроводов, а также количеством закачиваемой воды. 7.6. Источники водоснабжения. Источники закачиваемой воды могут быть разные. В настоящее время используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей); подземные воды (подрусловые, грунтовые, верхних и нижних горизонтов); сточные. Подземные воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100-200 мг/л), небольшим содержанием взвешенных частиц. Их можно закачивать в пласт без специальной обработки. Воды поверхностных водоемов значительно уступают по качеству подземным, содержат большое количество механических примесей (глины, ила, песка), особенно в период ливней, паводков, снеготаяния, штормов, способны вызвать набухание глин, кроме морской воды. Сточные воды состоят в основном из пластовых (около 83%), добываемых вместе с нефтью, пресных (12%), подаваемых в установки подготовки нефти, и ливневых вод (5%). Они минерализованы (15-3000 г/л) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Вместе с тем сточные воды содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода. Необходимость очистки от механических примесей и эмульгированной нефти удорожает использование сточных вод, однако при этом решается проблема охраны окружающей среды и утилизация сточных вод. В системах заводнения используется более 60% сточных вод, остальной объем все еще закачивается в поглощающие скважины. Система ППД весьма динамична: сначала используются воды внешних источников, а затем - пластовая вода по замкнутому циклу (безотходное производство). 7.7. Требования, предъявляемые к нагнетаемой в пласт воде. Для обеспечения надлежащей приемистости водонагнетательных скважин, выполнения задач поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи к нагнетаемой воде предъявляются следующие основные требования. 1. Вода не должна вступать в химическую реакцию с пластовыми водами, так как при этом может происходить выпадение осадка и закупорка пор пласта. Количество механических примесей в воде должно быть небольшим, так как это может приводить к засорению призабойной зоны пласта и потере приемистости воды скважинами. Вода не должна содержать примесей сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию наземного и подземного оборудования. При использовании для нагнетания воды поверхностных источников она должна подвергаться обработке на биологическую очистку от микроорганизмов и спор водорослей. Попадая вместе с нагнетаемой водой в поры пласта, микроорганизмы и споры водорослей могут оказаться в благоприятных температурных условиях для размножения, что приведет к закупорке пор пласта. Особую опасность представляет попадание в поры пласта анаэробных бактерий, способных восстановить серу из ее соединений в минералах, составляющих пласт. Это обусловливает появление в пластовых водах сероводорода со всеми вытекающими из этого неблагоприятными последствиями — сероводородная коррозия подземного оборудования, засорение нефти и газа сероводородом и т. д. 5. Нагнетаемая вода не должна вызывать разбухание глинистых пропластков внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта. Это может привести к закупорке пор и разрушению призабойной зоны скважины с нарушением целостности эксплуатационной колонны. Вопрос взаимодействия воды с глинами пласта изучается на стадии подготовки геолого-промысловых материалов по месторождению и проектированию разработки. Тогда же отрабатываются мероприятия по подготовке воды, не приводящие к разбуханию глин. 6. Нагнетаемая вода должна обладать хорошей способностью отмывать нефть от породы. Это достигается добавлением к воде поверхностно-активных веществ. Опыт показал, что устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещинноватости пород до 5-50 мг/л, причем с увеличением трещинноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3-6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории (анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт. 7.8. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. С середины 40-х годов разработка залежей в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах. И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50-70%. Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами заводнения, требует ускорения и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на четыре группы: гидродинамические методы - циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости; физико-химические методы - заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов); * газовые методы - водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления, вытеснение сжиженными газами; * тепловые методы - вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовое горение. Данные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35% от балансовых запасов) и разными факторами их применения. Для месторождений с маловязкой нефтью, разрабатываемых с использованием заводнения к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: гидродинамические; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкой нефтью - использование пара, внутрипластовое горение. В целом по стране на физико-химические методы приходится 50, на тепловые - 40 и на газовые - 10% от общего объема применения по охвату запасов нефти. Практика показала, что использование методов повышения нефтеотдачи пластов в 7-10 раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой на нефть. 7.9. Гидродинамические методы повышения |