Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы технологии нефтегазодобычи. Учебное пособие
.pdf
выходящего из скважин вместе с нефтью, даже прекращать эксплуатацию
таких скважин. Эти мероприятия позволяют экономно расходовать
пластовую энергию и обеспечивать наибольшую отдачу нефти из пласта.
Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным
режимом при благоприятных условиях может быть доведен до 0,6. Для
увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с газонапорным режимом в
повышенную ее часть нагнетают с поверхности газ, что позволяет
поддержать, а иногда восстановить газовую энергию в залежи.
Режим растворенного газа
Газовый режим, или режим растворенного газа, характерен для
залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа в
залежи и слабом поступлении в ее нефтяную часть краевой воды.
Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых
вод также способствует проявлению газового режима, так как в этом
случае вода не успевает занять освобождаемого нефтью объема и не играет
роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.
Основной движущей силой при газовом режиме, как уже говорилось
выше, является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде
мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью.
В начальный период извлечения нефти из такой залежи
концентрация свободного газа в жидкости еще очень мала и начальный
газовый фактор обычно равен количеству газа, растворенного в единице
объема нефти. По мере снижения пластового давления из раствора
выделяются новые порции газа, происходит его расширение. Газовый
фактор возрастает, что ведет к излишнему и бесполезному расходованию
запасенной в залежи энергии.
Так как вся используемая пластовая энергия заключена в
растворенном в нефти газе, непрерывное расходование ее может
происходить только при непрерывном падении пластового давления, а так
как запас внутренней газовой энергии в любой залежи ограничен, давление
111
сравнительно быстро падает до таких пределов, при которых дальнейшая
эксплуатация скважин становится малоэффективной.
При режиме растворенного газа из залежи удается отобрать лишь 15-
20 % нефти от ее первоначальных запасов; для получения большего отбора
приходится искусственно воздействовать на залежь путем закачки в нее с
поверхности воды или газа.
Гравитационный режим
При полном истощении пластовой энергии единственной силой,
заставляющей нефть двигаться по пласту, служит сила тяжести самой
нефти. В этом случае нефть из повышенных зон пласта будет перетекать в
пониженные и скапливаться там. Режим работы таких пластов называется
гравитационным (от слова «гравитация», что означает сила тяжести).
Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в
пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая
энергия полностью истощена. Если при этом залежь имеет крутые углы
падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт
в пониженных зонах.
Системы разработки
При отборе нефти и газа из залежи одновременно происходят
взаимосвязанные процессы движения жидкости и газа в пласте под
действием пластовых сил, а также подъем жидкости и газа по стволу
скважины. Эти процессы регулируются путем ввода в эксплуатацию
оптимального числа скважин и установлением режимов их работы.
Обычно имеется возможность изменить режим процесса и увеличить его
эффективность нагнетанием в пласт воды и газа. Можно управлять
процессом разработки путем изменения числа скважин и порядка
размещения их на залежи. Увеличение плотности сетки скважин (число
скважин на единицу площади залежи) повышает темп отбора запасов и
конечный коэффициент извлечения нефти.
112
Регулирование движением жидкости и газа в пласте к забоям
эксплуатационных скважин при помощи размещения скважин,
установления их числа и порядка ввода в эксплуатацию, установления
режима их работы и баланса пластовой энергии называется разработкой
залежи. Совокупность условий, при которых происходит разработка
залежи, определяет собой систему разработки.
Системы разработки отличаются по расположению скважин, числу и
порядку ввода их в эксплуатацию, а также по способу воздействия на
пласт.
По расположению скважин различают системы с равномерным и
неравномерным их расположением.
Системы по числу и порядку ввода скважин в эксплуатацию
подразделяются на сплошные (одновременное разбуривание всей
площади), сгущающиеся (одновременное разбуривание всей площади с
последующим уплотнением сетки скважин) и ползущие (разбуривание
площади последовательно параллельными рядами).
По способу воздействия на пласт различают системы: без
поддержания пластового давления и с его поддержанием. В первом случае
используется внутренняя энергия пласта: естественный напор контурных
вод, упругие силы пласта, газа, жидкости; во втором – энергия пополняется
путем нагнетания воды или газа в пласт. В зависимости от способа
поддержания пластового давления различают системы:
1) с законтурным заводнением; 2) с приконтурным заводнением;
3) с внутриконтурным заводнением; 4) с площадным заводнением;
5) с поддержанием давления путем нагнетания газа в газовую шапку;
6) при закачке газа по всей площади залежи.
Нефтяные месторождения (залежи) вводятся в разработку в
соответствии с проектами разработки и технологическими схемами
разработки. Для получения достаточного для проектирования разработки
113
объема геолого-промысловой информации осуществляют пробную
эксплуатацию месторождений, для чего составляется проект пробной
эксплуатации.
«Регламент составления проектных и технологических документов
на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» требует, чтобы в
проектных документах были обоснованы: выделение эксплуатационных
объектов; порядок ввода объектов в разработку; выбор способов и агентов
воздействия на пласты; системы размещения и плотности стенок
добывающих и нагнетательных скважин; способы и режимы эксплуатации
скважин; уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из
пластов, закачки в них вытесняющих агентов; методы повышения
эффективности реализуемых систем разработки заводнением; физикохимические, тепловые и другие методы повышения нефтеизвлечения;
выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и
внутрискважинного оборудования; мероприятия по предупреждению и
борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; требования к системам
сбора и промысловой подготовки продукции скважин; требования к
системам поддержания пластового давления (ППД), качеству
используемых агентов; требования и рекомендации к конструкциям
скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и
освоения скважин; мероприятия по контролю и регулированию процесса
разработки; комплекс геофизических и гидродинамических
исследований скважин; специальные мероприятия по охране недр и
окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике
безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении
методов повышения нефтеизвлечения из пластов; объемы и виды работ
по доразведке месторождения; вопросы, связанные с опытно-
промышленными испытаниями новых технологий и технических
решений.
114
При использовании в качестве вытесняющего агента воды добыча ее
вместе с нефтью неизбежна. Скорость продвижения воды в насыщенных
нефтью породах зависит, помимо прочих факторов, от пластового
давления.
Добычу нефти во избежание перехода к режиму истощения
желательно вести при повышенном давлении наступающей воды. Общий
отбор жидкости необходимо вести в таком темпе, чтобы это давление
поддерживалось длительное время. При этом отбор воды из залежи должен
быть по возможности ограничен.
Повышение интенсивности отбора нефти возможно при восполнении
отобранных из пласта объемов жидкости, например, путем закачки воды с
поверхности в пласт.
При использовании энергии газовой шапки необходимо стремиться к
получению с нефтью только растворенного в ней газа. Газ газовой шапки
добывать нежелательно. Регулирование процесса в этом случае сводится к
закрытию всех скважин, вскрывших газовую зону, или проведению в них
изоляционных работ с целью сохранения энергии газа в пласте. Основным
мероприятием по сохранению пластовой энергии является закачка воды в
пласт (поддержание пластового давления), а также газа в повышенные части
залежи. В ряде случаев более эффективна закачка водогазовой смеси.
С целью лучшего регулирования режима все скважины на площади
можно разделить на две группы: скважины приконтурные (расположенные
близ водо- и газонефтяного контактов) и центральные. Скважины первой
группы решают задачу предотвращения прорывов газа или воды. В этих
скважинах необходимо обеспечить соответствующее противодавление на
забой с целью регулирования отбора. С целью предотвращения
чрезмерного поступления в скважины воды или газа иногда возникает
необходимость проведения изоляционных работ. В скважинах второй
группы контроль необходим с целью недопущения в призабойной зоне
115
пласта условий, которые ведут к усиленному выделению газа из раствора и
частичному переходу к режиму «истощения». Для этого забойное давление
ограничивают снизу.
Общее число скважин (эксплуатационных и нагнетательных) должно
обеспечить установленный суммарный отбор нефти из залежи.
Плотность сетки скважин
Площадь залежи разбуривается однородной геометрической сеткой
скважин (в большинстве случаев треугольной) или рядами скважин,
располагаемыми параллельно контуру нефтеносности. Однородная
геометрическая сетка скважин применяется на нефтяных залежах,
работающих на режиме истощения пластовой энергии или с неподвижным
постоянным контуром нефтеносности (режим растворенного газа,
массивные «водоплавающие» залежи с напором подошвенных вод), а
также на залежах небольшого размера.
При такой сетке скважины размещают по углам равносторонних
треугольников, на которые разбивается площадь залежи. Длина стороны
треугольника, или расстояние между соседними скважинами, выбирается в
зависимости от геолого-физической характеристики залежи. В залежах,
сложенных малопроницаемыми породами или содержащих высоковязкую
нефть, расстояния между скважинами обычно принимаются меньшими,
чем в залежах с высокопроницаемыми породами или содержащих
маловязкую нефть.
Площадь дренирования, охватываемая каждой скважиной при
равномерной треугольной сетке, представляет собой окружность с
радиусом, равным половине расстояния между скважинами.
Эта площадь равна: S = 0,785а
2
,
где а – расстояние между скважинами.
При частой сетке, т. е. при малом расстоянии между скважинами,
область дренирования отдельной скважины может накладываться на
116
области дренирования соседних скважин. Применение такой частой сетки
размещения скважин нерационально, так как на площади пробуриваются
лишние скважины; запас нефти, имеющийся в залежи, может быть отобран
и без этих скважин.
Излишне разреженная сетка размещения скважин также может
оказаться нерациональной, так как область дренирования каждой
скважины ограничена и в периферийных зонах этих областей будут целики
с большими запасами нефти; конечная нефтеотдача залежи будет низкой.
При разбуривании по сплошной сетке площадь нефтяной залежи
независимо от ее размеров покрывается скважинами, расположенными на
одинаковых расстояниях одна от другой.
Система разбуривания по сплошной сетке характеризуется
следующими основными элементами:
1) формой сетки скважин;
2) расстоянием между скважинами;
3) порядком ввода скважин в эксплуатацию.
Существуют только две геометрические сетки, по которым можно
равномерно расположить скважины по пласту: квадратная и треугольная.
В нашей стране принята треугольная сетка, потому что в этом случае
пласт дренируется равномернее и коэффициент извлечения нефти из
пласта в условиях разработки при режиме растворенного газа выше, чем
при квадратной сетке.
Расстояния между скважинами изменяют в пределах 110400 га. Расстояния между мелкими скважинами обычно принимают
равными 110-120 га, а между глубокими – 150-400 га.
Соотношение между нагнетательными и добывающими
скважинами
Для одновременного эффективного воздействия заводнения на все
скважины, размещенные на залежи, необходимо условие, чтобы на полосе
117
между нагнетательными рядами скважин были расположены три (не более
пяти) эксплуатационные батареи скважин. При большем числе
эксплуатационных рядов скважин (семь – девять) центральные ряды
скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания в силу
интерференции их скважинами крайних рядов.
Процесс разработки месторождения условно делится на четыре
этапа.
Для управления процессом разработки нефтяной залежи и
регулирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести
систематический контроль за работой каждой скважины и залежи в целом.
Такой контроль заключается в наблюдении за дебитами нефти, газа и воды
по каждой скважине и за распределением пластового давления по всей
залежи и по отдельным ее зонам.
Положение водонефтяного контакта определяется по содержанию
воды в продукции скважин.
Для постоянного наблюдения за подъемом зеркала воды в
промежуточной водонефтяной зоне залежи служат специальные
контрольные или наблюдательные скважины. Обычно для этой цели
используют обводнившиеся нефтяные скважины или ранее пробуренные
разведочные скважины.
Пластовое давление в действующих скважинах измеряют
глубинными манометрами. Чтобы получить ясную картину о величине
пластового давления в разных частях нефтяной залежи, замеряют
пластовое давление в возможно большем числе скважин. По полученным
данным строят карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными
давлениями). Для этого на плане размещения скважин точки (скважины) с
одинаковыми давлениями соединяют линиями. При правильной
разработке пласта давление в пласте равномерно уменьшается от
максимальной величины в законтурной зоне (или на линии нагнетательных
118
скважин) при водонапорном режиме работы пласта до минимальной в
центральных областях. Карта изобар в этом случае будет представлена
группой замкнутых концентрических кривых, тождественных по своей
конфигурации контуру питания. В большинстве случаев это – линия
размещения нагнетательных скважин или линия водонефтяного контакта.
Чтобы проследить изменение пластового давления во времени, карты
изобар для данной площади строят периодически. Изучение и анализ этих
карт позволяют определять темпы падения пластового давления по
отдельным участкам площади, находить причины резких снижений
давления по этим участкам и осуществлять мероприятия по выравниванию
давления.
Контрольные вопросы:
1. Водонапорный и упруго-водонапорный режим.
2. Режим растворенного газа.
3. Газонапорный режим.
4. Системы разработки.
5. Плотность сетки скважин.
6. Вторичные методы разработки.
7. Заводнение нефтяных пластов.
8. Тепловые методы.
119
Глава 10. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОСЛОЖНЕНИЙ
ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
В процессе проводки скважины возможны разного рода осложнения,
в частности обвалы пород, поглощения промывочной жидкости, нефте-,
газо- и водопроявления, прихваты бурильного инструмента, аварии,
искривление скважин.
Обвалы пород возникают вследствие их неустойчивости (трещиноватости, склонности разбухать под влиянием воды). Характерными
признаками обвалов являются:
1) значительное повышение давления на выкиде буровых насосов;
2) резкое повышение вязкости промывочной жидкости;
3) вынос ею большого количества обломков обвалившихся пород и т. п.
Поглощение промывочной жидкости – явление, при котором
жидкость, закачиваемая в скважину, частично или полностью поглощается
пластом. Обычно это происходит при прохождении пластов с большой
пористостью и проницаемостью, когда пластовое давление оказывается
меньше давления столба промывочной жидкости в скважине.
Интенсивность поглощения может быть от слабой до
катастрофической, когда выход жидкости на поверхность полностью
прекращается.
Для предупреждения поглощения применяют следующие методы:
1) промывка облегченными жидкостями;
2) ликвидация поглощения закупоркой каналов, поглощающих
жидкость (за счет добавок в нее инертных наполнителей – асбеста, слюды,
рисовой шелухи, молотого торфа, древесных опилок, целлофана; заливки
быстросхватывающихся смесей и т. д.);
3) повышение структурно-механических свойств промывочной
жидкости (добавкой жидкого стекла, поваренной соли, извести и т. п.).
120
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]