2.6 Поддержание пластового давления

Поддержание пластового давления это процесс естественного или искусственного поддержания давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине для увеличения уровня извлечения нефти и более высокой скорости ее добычи. В результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, и внутриконтурном заводнении во время разработки нефтяных залежей, происходит поддержание пластового давления за счет естественного активного водонапорного или упруго-водонапорного режима.

Способы поддержания пластового давления выбирают исходя из экономических показателей разработки и геологических условий. Для больших площадей нефтяных залежей более эффективным и экономичным методом поддержания пластового давления является способ внутриконтурного заводнения. Он является результатом блокового, барьерного (для нефтегазовых залежей), ступенчантого осевого, избирательного или очагового способов заводнения. В случаях с отчетливо выраженным сводом нефтяной залежи, для поддержания давления нагнетают газ или воздух, в результате чего появляется напор искусственной газовой шапки. Для повышения вытесняющих свойств в нефтяной залежи, при поддержании пластового давления, пускают воду или водогазовую смесь без добавок или с ними. Для расчета процесса нагнетания используют схему расположения нагнетательных скважин, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление, а также общий объем закачки. Схема расположения нагнетательных скважин, выбирается таким образом, чтобы возникла оптимальная связь между зонами нагнетания и отбора, а также равномерное вытеснение нефти водой.

Поддержание пластового давления, во время площадного заводнения используют рядное, 4-точечное, 7-точечное расположение нагнетальных и добывающих скважин, в зависимости от структуры и стадии разработки нефтяной залежи.

Также с учетом этих особенностей допускаются отклонения в расположении скважин по правильной геометрической сетке, в случае когда, площадное заводнение выполняется дополнительно к уже имеющейся системе. Исходя из запланированного отбора жидкости из залежи, давления на линии и коллекторских и упругих свойств пластов, определяется общее количество закачиваемого агента. При известной величине давления нагнетания и объеме закачки, а также зная поглотительную способность каждой скважины, определяется количество нагнетальных скважин. А для каждой скважины нефти, их количество находится отношением заданного объема закачки воды в сутки, к поглотительной способности одной скважины. Поглотительная способность нагнетательной скважины обусловлена коэффициентом приемистости и продуктивности скважины, т.е. ее производительности. Максимальное давление нагнетания находится в зависимости от используемого насосного оборудования. Результатом эффективности заводнения, служит увеличение количества добываемой нефти из действующих скважин. При поддержании пластового давления снижается срок разработки нефтяных залежей, быстро повышается объем отбора нефти, а также конечные коэффициенты нефтеоотдачи.

Заключение

На месторождении Каражанбас проводится уникальный крупномасштабный промышленный эксперимент по выявлению эффективной технологии выработки запасов высоковязкой нефти, базирующейся на тепловом воздействии на пласты : сухое и влажное внутрипластовое горение, вытеснение нефти теплоносителем паром в сочетании с ненагретой водой, горячей подтоварной водой.

Сложность геологического строения эксплуатационных объектов, влияние на процесс выработки множества факторов вызвали необходимость очень скрупулезно подходить к выбору границ участков анализируемых технологии. Именно этот подход позволил получить довольно объективные оценочные параметры опробуемых технологии и систем разработки. В настоящее время остаётся нерешенной проблема выбора наиболее эффективной технологии выработки запасов различных эксплуатационных объектов на месторождении Каражанбас.

Причиной этого является ранняя стадия разработки опытно-промышленных участков. Решению этой главной проблемы будет способствовать и решению других проблем, например, детальное изучение, структуры запасов нефти в эксплуатируемых объектов и более точное определение их свойств взаимодействия, исследования оптимальных параметров технологии двух этапного формирования тепловой оторочки , исследования преимущества фонтанного способа эксплуатации, эффективности применения различных загустителей и определение оптимальных объемов закачки , исследования способа воздействия на тонкие нефтенасыщенные пласты и др. Естественно, что кроме решения проблемы оптимальной технологии выработки запасов из числа опробуемых технологии, необходимо вести исследования по поиску путей совершенствования выработки запасов на уже разбуренной части месторождения и по поиску новых более совершенных технологии выработки запасов на новых площадях.

Наиболее перспективным способом, на наш взгляд, является прогрев ПЗП в эксплуатационных скважинах путем периодической закачки пара в различных его модификациях с оптимизацией параметров прогрева в зависимости от конкретных условии применения этого способа и от стадии разработки объекта эксплуатации.

Другим перспективным направлением выработки запасов высоковязкой нефти является снижении е подвижности вытесняющего агента. В целом анализ разработки месторождения Каражанбас показал необходимость постоянного скрупулезного изучения происходящих в пластах процессов, что позволит своевременно скорректировать наметившемся отрицательные тенденции в выработке запасов и направить процесс по более эффективному пути.

Список использованных источников

1. Подсчёт запасов нефти и газа по месторождению Каражанбас, Северные Бузачи, Жалгизтюбе Мангышлакской области Казахской ССР по состоянию на 1 сентября 1977 г. Отчёт КНГР, Воцалевский Э.С., Токарев В.П., Бадоев Т.И., Шаховой А.И. и др, КазНИГРИ, КЭМНГР, Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 1977.

2. Протокол ГКЗ СССР № 7985, 1977.

3. Подсчёт запасов нефти и газа месторождения Каражанбас. Отчёт «РосНИПИтермнефть», Лощёнова В.И., Адоевцева Т.Н., Храмова В.Г. и др. Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 1993.

4. Проект разработки месторождения Каражанбас. Миннибаева С.Б., Чеботарев С.Ю. Отчет по договору 50/00, Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 2001.

5. Технологическая схема разработки месторождения Каражанбас с применением термических методов. Отчёт по заказ-наряду 3655.84, Сургучёв М.Л., Гарушев А.Р., Боксерман А.А., Иванов В.А. и др. Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 1984.

6. Дополнение к технологической схеме разработки месторождения Каражанбас с применением термических методов. Миннибаева С.Б., Радайкина З.В., Отчёт по договору 34/99, Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 2000.

7. Комплексный анализ разработки месторождения Каражанбас. Отчёт по договору Р-14.92-93 гг., Будников В.Ф., Соловьёва В.Н., Фонд ОАО«Каражанбасмунайгаз», 1993.

8. Технологическая схема разработки опытно-промышленных участков месторождения Каражанбас термическими методами. Отчёт «ВНИИтермнефть», Гарушев А.Р., Иванов В.А. и др., Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 1978.

9. Анализ разработки месторождения Каражанбас. Отчёт по договору 34/99, Миннибаева С.Б., Чеботарёв С.Ю., Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 2000.

10. Рабочий проект на строительство эксплуатационных скважин на площади Каражанбас проектной глубиной 450 метров, ТОО НКЦ «Прогноз», Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 2000.

11. Групповой технический проект на строительство эксплуатационных вертикальных скважин глубиной 450 м на месторождении Каражанбас, ТОО НКЦ «Прогноз», Фонд ОАО «Каражанбасмунай», 2001.