Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти введение в специал

Давление разрыва Pp не поддается надежному теоретическому определению, ибо связано с необходимостью знания некоторых параметров пласта, измерение которых недоступно.

Различные технологии ГРП обусловлены особенностями конкретного объекта обработки и поставленной при геолого-техничес- ком мероприятии целью. Технологии различаются прежде всего по объемам закачки технологических жидкостей и проппанта и, соответственно, по размерам создаваемых трещин.

Процесс гидравлического разрыва пласта (рис. 31) включает

всебя семь этапов [25]:

1.Промывка скважины водой с добавлением реагентов или нефтью.

2.Исследование на приток или на приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва и других параметров процесса, а также определиться с необходимостью или целесообразностью проведения предварительных работ по увеличению приемистости пласта (кислотная обработка, дополнительная перфорация, гидровоздействие и др.).

Рис. 31. Процесс гидроразрыва

3. Закачка жидкости разрыва. По спущенным НКТ нагнетается сначала жидкость разрыва в объемах, чтобы получить на забое давление, достаточное для разрыва пласта. В момент разрыва на

101

поверхности отмечается резкое увеличение расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при том же давлении на устье скважины или резкое уменьшение давления на устье при том же расходе.

4.Закачка жидкости-песконосителя с закрепляющим материалом для предотвращения смыкания трещин, в качестве которого может использоваться кварцевый песок определенной фракции, проппант и др. Песок вводится на возможно большую глубину для предотвращения смыкания трещин при снятии давления и переводе скважины в эксплуатацию.

5.Закачка продавочной жидкости. Основной целью закачки этой жидкости является продавка жидкости песконосителя в колонне на- сосно-компрессорныхтруб дозабояскважины и далее в пласт.

6.Выдерживание скважины под давлением для стабилизации состояния ПЗП.

7.Вызов притока, освоение скважины.

При реализации ГРП в призабойной зоне могут образовываться трещины различной пространственной ориентации: горизонтальные, вертикальные или наклонные. На рис. 32 приведены схемы горизонтальной и вертикальной трещин.

Рис. 32. Схема образования трещин при ГРП

При закачке маловязкой жидкости, легко проникающей в горизонтальный проницаемый прослой, возникает, как правило, го-

102

ризонтальная трещина, в которой давление превышает локальное горное. В результате происходит упругое расщепление пласта по наиболее слабым плоскостям.

При закачке нефильтрующейся жидкости образуются вертикальные трещины, так как вследствие отсутствия фильтрации в пласт явление разрыва подобно разрыву длинной трубы с толстыми стенками. При наличии в пласте естественных трещин разрыв происходит по их плоскостям независимо от фильтруемости жидкости. Ширина трещин гидроразрыва при распространенных технологиях измеряется несколькими миллиметрами.

Радиальное бурение

Суть технологии радиального бурения – глубокое вскрытие карбонатных и терригенных пластов большим количеством каналов протяженностью до 100 м, в том числе продуктивных пластов, предварительно изолированных под большим давлением тампонажными материалами.

Рис. 33. Технология бурения радиальных каналов

Принцип технологии основан на гидроэрозионном разрушении твердых пород. При проведении радиального бурения в скважину в интервал вскрытия спускается отклоняющий башмак,

103

имеющий специальный канал-проток для прохождения инструмента (фрезы) и гибкого шланга. Далее работы проводятся с помощью мобильной установки радиального бурения.

С помощью фрезы, приводимой в движение забойным двигателем, спускаемым в скважину на гибкой трубе, осуществляется фрезеровка отверстия в эксплуатационной колонне (рис. 33).

Далее на гибкой трубе в скважину спускается компоновка для проходки радиального канала, состоящая из гидромониторной (струйной) насадки, которая закреплена на конце шланга высокого давления. Насосом высокого давления по гибкой трубе подается жидкость, струя которой, вырываясь из сопла под большим давлением, производит разрушение породы и проходку по пласту. Время проводки одного канала длиной до 100 м диаметром до 50 мм составляет около 20 мин. Количество каналов по технологии не ограничено. В карбонатных коллекторах по окончании радиального вскрытия для увеличения проницаемости полученные каналы промываются раствором кислоты [25].

104

9.ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Сначалом разработки и эксплуатации месторождения в результате отбора нефти и газа пластовое давление по объекту разработки начинает постепенно снижаться. При снижении пластовых давлений в продуктивных пластах, особенно в призабойных зонах, в связи с деформациями коллектора и выделением из нефти растворенного газа происходит снижение проницаемости горных пород и продуктивности скважин [14]. Для нефтяных месторождений на территории севера Пермского края существенная зависимость коэффициентов продуктивности скважин от пластовых давлений отмечена в работе [15]. При снижении пластовых давлений на 20 % коэффициенты продуктивности добывающих скважин бобриковских залежей Уньвинского и Юрчукского месторождений уменьшались на 35–45 %. В результате снижения коэффициентов продуктивности скважин уменьшаются дебиты добывающих скважин, темпы выработки запасов нефтяных месторождений, коэффициент извлечения нефти.

Для предотвращения указанных негативных явлений и поддержания пластового давления на начальном или близком к начальному уровне применяется система поддержания пластового давления.

Поддержание пластового давления осуществляют с помощью закачки воды в продуктивные пласты через нагнетательные скважины (заводнение). В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают законтурное, приконтурное, внутриконтурное и смешанное заводнение.

При законтурном заводнении (рис. 34) линию нагнетания (нагнетательные скважины) располагают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. При этом закачиваемая пресная вода не контактирует с нефтью, а нефть выдавливается ото-

105

рочкой, созданной пластовой водой. Однако при законтурном заводнении основная доля закачиваемой воды уходит за пределы нефтеносной части пласта.

Рис. 34. Схема законтурного заводнения: 1 – внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур; 3 – нагнетательные скважины; 4 – эксплуатационные скважины; 5 – контрольные скважины

Благоприятными геологическими условиями для законтурного заводнения являются однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи, малая вязкость нефти, высокая проницаемость коллектора, сравнительно однородное строение пласта и небольшая ширина залежи. Законтурное заводнение имеет наибольший эффект при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех рядов добывающих скважин.

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. В этом случае нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Наиболее распространенной формой воздействия на пласт является внутриконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются в пределах внутреннего контура нефтеносности залежи. Из внутриконтурных систем заводнения нефтяного месторождения наиболее распространены блоковые, рядные и площадные системы.

106

При блоковой или рядной системе заводнения нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси. При круговой форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – поперек превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов. В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение влияния в них закачки воды.

Закачка воды в пласт производится через нагнетательные скважины, расположенные параллельными рядами, которые называются разрезающими рядами или линиями разрезания. Как правило, все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительное время эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдольнего впластесоздаетсяполоса воды.

Ряды добывающих скважин располагаются параллельно разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и нагнетание воды в скважины разрезающего ряда создают фронт вытеснения нефти водой, что обусловливает расширение полосы воды и перемещение ее границы в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечивается вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

107

Важными элементами блоковой системы заводнения являются ширина блока (полосы) и количество рядов добывающих скважин в блоке. Ширина блоков в зависимости от гидропроводности пласта изменяется от 1,5 до 4 км. Уменьшение ширины полос и количества добывающих рядов, при прочих равных условиях, повышает активность системы заводнения за счет увеличения перепада давления на единицу ширины блока и уменьшения количества добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную. С целью уменьшения потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности) в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд выполняет роль стягивающего.

Кроме блоковых систем заводнения широко используются системы с площадным расположением скважин (рис. 35).

∆ – нагнетательная скважина; o – добывающая скважина

Рис. 35. Площадная четырех- (а), пяти- (б), семи- (в), девятиточечная (г) и линейная (д, е) системы заводнения (с выделенными элементами)

Линейная система – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1.

108

Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2σн = 2 σд = 2σ. Если 2L = 2σ, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1:1). Пятиточечная система симметрична, и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3:1), так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2:1.

Основное преимущество площадных систем заводнения заключается в рассредоточенном по площади воздействии на пласт, что особенно важно при разработке сильнонеоднородных пластов. Их недостаток – зависимость выработки запасов по элементу только от работы единственной нагнетательной скважины.

При блоковых и площадных системах заводнения размещение скважин геометрически упорядочено. Скважины размещают по равномерной треугольной или квадратной сетке со строго заданным расстоянием между ними. В сильнонеоднородных пластах на поздней стадии разработки применяется так называемое очаговое заводнение, когда нагнетание производится в отдельные скважины, местоположение которых определяется не геометрическим фактором, а необходимостью выработки запасов на определенном участке залежи.

Системы площадного заводнения характеризуются наиболее интенсивным воздействием на пласт, обеспечивая широкий охват процессом заводнения неоднородных и в особенности прерывистых пластов.

109

Система поддержания пластового давления

Система поддержания пластового давления (ППД) представляет собой комплекс технологического оборудования, необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы:

–система нагнетательных скважин;

–система трубопроводов и распределительных блоков;

–станции по закачке агента, а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

Основными источниками воды для систем ППД являются пресные воды и пластовые воды, добываемые совместно с нефтью. Схема водораспределительной системы приведена на рис. 36.

1 – водоочистная станция; 2 – магистральный водовод; 3 – водовод высокого давления; 4 – нагнетательная линия; 5 – колодец; 6 – нагнетательные скважины; 7 – подводящие водоводы; 8 – подземные резервуары чистой воды; 9 – кустовая насосная станция; 10 – перемычка

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода (СО2) понижает рН воды и при-

110