2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

туры) и малая вязкость нефти. По мере извлечения нефти из пласта

иснижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется

игаз продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. Даже при наличии в пониженной части пласта краевых вод газ как источник энергии на первом этапе эксплуатации преобладает. Однако при некотором напоре краевых вод по мере снижения давления в газовой шапке может начаться перемещение нефти из нефтяной зоны пласта в газовую шапку. Такое перемещение нежелательно, так как нефть, смачивающая сухие пески газовой шапки, может быть безвозвратно потеряна. Поэтому выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким газовым фактором при газонапорном режиме недопустимы; газ газовой шапки нужно всемерноберечь, авслучаенеобходимостизакачиватьгазвгазовую шапку, чтобы предотвратить продвижение в нее нефти из нефтяной зоны пласта. Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме колеблетсявпределах0,4–0,5, вотдельныхслучаяхможетдостигать 0,6. Изменение основных показателей разработки при режиме газовойшапкипредставленонарис. 4.3.

Рис. 4.3. Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме: а – пример залежи; б – динамика основных показателей разработки; 1 – газ; 2 – нефть; давление: Рпл – пластовое; Рнас – насыщение; годовые отборы: qн – нефти; G – промысловый газовый фактор; kизвл.н – коэффициент извлечения нефти

62

Режим растворенного газа. При режиме растворенного газа нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. В процессе эксплуатации залежи дебит (после достижения некоторого максимума) и давление непрерывно снижаются. Давление в каждый момент зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. При этом режиме по мере нарастания числа скважин, вводимых в эксплуатацию, происходит одновременное снижение начальных и текущих дебитов скважин. После достижения максимальной проектной добычи, еще до ввода в эксплуатацию намеченного числа скважин, начинается значительное снижение дебитов. Прирост добычи за счет ввода новых скважин не покрывает снижения общей добычи.

Газовые факторы уже на начальной стадии разработки быстро возрастают, а в дальнейшем по мере истощения залежи снижаются. Появление в пласте (в результате падения пластового давления) свободного газа даже в количестве 7 % (от объема пор) сильно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, что приводит к резкому снижению эффективности рассматриваемого режима. Далее добыча нефти продолжает снижаться, и особенно быстро по мере выбытия из эксплуатации части скважины. По мере истощения залежи газовый фактор резко снижается, дебиты скважин становятся низкими и продолжают медленно падать вследствие перехода на гравитационный режим. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа составляет 0,2–0,4. При этом режиме контурные воды не продвигаются или же продвигаются и внедряются в залежь весьма незначительно по сравнению с отбором нефти из нефтяной зоны. Это обусловлено плохими коллекторскими свойствами пласта в приконтурной части залежи нефти и взаимодействием вод и пород в приконтурной зоне пласта. Обычно режим растворенного газа присущ пластам со значительной фациальной изменчивостью, в которых вертикальная проницаемость хуже горизонтальной и структура характеризуется небольшими углами наклона. Как уже указывалось, этот режим может частично проявляться в пластах с водонапор-

63

ным режимом и режимом газовой шапки в том случае, когда высокие дебиты скважин не соответствуют скорости продвижения контурных вод или контакта газ–нефть, что приводит к снижению давления ниже давления растворимости газа и нефти. Изменение основных показателей разработки при режиме растворенного газа представлено на рис. 4.4.

Рис. 4.4. Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа; давление: Рпл – пластовое, Рнас – насыщение; годовые отборы: qн – нефти, G – промысловый газовый фактор; kизвл.н – коэффициент извлечения нефти

Гравитационный режим. При гравитационном режиме движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Различают напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Напорно-гравитационный режим наблюдается в том случае, когда пласт характеризуется высокой проницаемостью и более или менее круто наклонен, что облегчает продвижение нефти в его пониженные части. При этом режиме дебиты скважин, особенно тех, которые расположены далеко вниз по падению пласта, могут быть более или менее значительными, что соответственно обусловливает и более высокий коэффициент нефтеотдачи. Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти обычно наблюдается в пластах с пологим залеганием и плохими коллекторскими свойствами. В этом случае уров-

64

ни в скважинах обычно находятся ниже кровли пласта. Нефть притекает лишь из площади, находящейся в зоне расположения данной скважины, в результате чего образуется свободная поверхность нефти, определяющаяся линией естественного «откоса». Нефтеотдача при гравитационном режиме обычно колеблется впределах 0,1–0,2. В нефтеносных пластах с недостаточным напором краевых вод (или при отсутствии его) в последней стадии эксплуатации сила тяжести обычно является единственным фактором, обусловливающим продвижение нефти по пласту к забоям скважин, т.е. наблюдается переход на гравитационный режим работы пласта. Изменение основных показателей разработки при гравитационномрежимепредставленонарис. 4.5.

Рис. 4.5. Пример разработки нефтяной залежи при природном гравитационном режиме: а – изменение объема залежи в процессе разработки; б – динамика годовых отборов нефти qн: 1–3 – последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате «осушения» верхней части залежи); стрелками показано направление фильтрации нефти

4.3. Системы разработки

Система разработки – совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки, последовательность и темп их разбуривания и обустройства, наличие воздействия на пласт с целью извлечения флюида, а также число, соотношение и расположение добывающих и нагнетательных скважин, число резервных скважин и управление разработкой с учетом охраны недр и окружающей среды. Совокупность инженерных ре-

65

шений должна быть направлена на максимальное извлечение нефтиспомощьюсуществующихметодовитехнологий.

При выделении эксплуатационных объектов необходимо учитывать следующие факторы:

1)геолого-физические свойства пород-коллекторов. Недопустимо объединять в один эксплуатационный объект пласты, резко отличающиеся по проницаемости, толщине пород и степени неоднородности;

2)физико-химические свойства нефти и газа. Пласты, резко различающиеся содержанием парафина, фазовым состоянием углеводородов, объединять недопустимо;

3)условие управления процессом разработки нефтяных ме-

сторождений. Чем больше пластов, пропластков объединено в один эксплуатационный объект, тем сложнее осуществляется контроль и процесс разработки;

4) техника и технология добычи нефти и подготовка ее на промысле.

Основные параметры системы разработки:

1.Параметр плотности сетки скважин – отношение площади нефтеносности, приходящейся на общее количество скважин (добывающих и нагнетательных).

2.Параметр академика Крылова – отношение начальноизвлекаемых запасов нефти к общему числу скважин на залежи

(характеризует рентабельность разработки месторождений,

вчастности, процесс разбуривания).

3.Параметр интенсивности системы заводнения – отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих.

4.Отношение числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду, к общему числу скважин.

Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных

66

скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой, за внешним контуром нефтеносности. Данный метод имеет как положительные, так и отрицательные стороны. Положительным фактором является то, что закачиваемая пресная вода не контактирует с нефтью. Нефть выдавливается оторочкой, созданной пластовой водой. С другой стороны, при законтурном заводнении большая доля закачиваемой воды уходит за пределы нефтеносной части продуктивного пласта. Законтурное заводнение будет эффективным при условии высокой однородности нефтяных залежей и хорошей гидродинамической связи законтурной части пласта с нефтеносной.

Чтобы избежать перечисленных недостатков, применяют приконтурное заводнение, хотя и этот метод имеет свои недостатки. В данном варианте нагнетательные скважины бурятся непосредственно в нефтяную часть залежи, т.е. пресная вода контактирует с нефтью, окисляя ее и увеличивая вязкость. На рис. 4.6 представлена схема законтурного заводнения.

Рис. 4.6. Схема законтурного заводнения

Внутриконтурное заводнение (рис. 4.7) осуществляется при разработке крупных месторождений с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки. При таком заводнении вода закачивается непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. На практике применяют несколько видов внутриконтурного заводнения: блоковое, площадное, барьерное, очаговое, сводовое.

67

По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения. В настоящее время распространено сводовое (осевое, кольцевое, центральное), очаговое, площадное, избирательное. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважиноточек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть че- тырех-, пяти-, семи- и девятиточечные (рис. 4.8).

69

5. НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

5.1. Запорная и регулирующая арматура

Запорная арматура предназначена для полного перекрытия потока рабочей среды в трубопроводе и пуска среды в зависимости от требований технологического процесса (цикл «от- крыто-закрыто»). Сюда относятся задвижки, краны, запорные клапаны, поворотные затворы. Основное назначение запорнорегулирующей арматуры – перекрывать поток рабочей среды по трубопроводу и снова пускать, а также обеспечивать необходимую герметичность. Завод трубопроводной арматуры следит за качеством выпускаемой продукции. Устанавливается арматура на трубопроводах высокого и низкого давления, агрегатах и сосудах. Предназначена запорная арматура для управления водяной, газообразной, парообразной, газожидкостной массой путем изменения площади, диаметра проходного сечения отверстия. Она должна обеспечивать надежное и полное перекрытие проходного сечения. Принципиально она должна обеспечивать всего два состояния – открыта или закрыта – и не может быть предназначена для эксплуатации в промежуточном положении рабочего органа.

По функциональному назначению трубопроводная арматура подразделяется на следующие основные классы:

–запорная – предназначена для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью;

–регулирующая – предназначена для регулирования расхода путем изменения количества протекающей по трубопроводу рабочей среды. Регулирующая арматура управляется от постороннего источника энергии;

–распределительная – предназначена для распределения потока рабочей среды по определенным направлениям или для смешивания потоков;

70