Заводнение скважин. Системы заводнения нефтяных месторождений история развития

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

Рис.1.2.1. Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения:

1-внешний контур нефтеносности; 2 – внутренний контур нефтеносности; 3 – добывающие скважины; 4 –нагнетательные скважины; 5 – контур нагнетательных скважин

Наиболее благоприятные объекты для осуществления законтурного заводнения- пласты, сложенные однородными песками и песчаниками с хорошей проницаемостью и не осложненные нарушениями.+

Пласты, сложенные известняками не всегда могут дать положительные результаты при законтурном заводнении, т. к. в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.

При добыче высоковязкой нефти процесс закачки воды в пласт также может быть малоэффективным, т.к. менее вязкая вода при движении в пласте будет обгонять нефть, прорываясь к отдельным скважинам.

Чрезмерное приближение нагнетательных скважин к эксплуатационным может вызвать быстрое и неравномерное обводнение залежи, вследствие чего в ней остается большой объем нефти. Чрезмерное удаление нагнетательных скважин от эксплуатационных может сделать искусственный контур питания малоэффективным. Для однородных пластов расстояние от ряда нагнетательных скважин до внешнего ряда эксплуатационных принимают не более 1000-1200 м, а для неоднородных пластов с низкой проницаемостью - 600 - 700 метров. При плохой проницаемости пород нагнетательные скважины располагают в водонефтяной зоне пласта внутри контура в более проницаемых частях залежи. Такой вариант носит название приконтурного заводнения.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-3 близлежащих ряда эксплуатационных скважин. Поэтому законтурное и приконтурное заводнение можно с наибольшим эффектом применять при разработке месторождений относительно небольших размеров, которые позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, но не более двух-трех рядов скважин на каждую линию нагнетания. При применяемых в настоящее время расстояниях между рядами эксплуатационных скважин (500-800м) для одновременного разбуривания всей площади залежи нужно, чтобы ее ширина в пределах внутреннего контура нефтеносности была не больше 4-5 км.

При разработке значительных по площади нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи разрезается на отдельные участки рядами нагнетательных скважин.

Рис.1.2.2. Схема внутриконтурного заводнения.

При закачке воды в пласте по линии размещения нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки отдельные очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт, продвижение которого можно регулировать.

Эксплуатационные скважины располагают рядами так, чтобы фронту наступающей воды противостоял фронт ее отбора. Расстояние между рядами эксплуатационных скважин и между скважинами в рядах устанавливают с учетом особенности геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной площади.

Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на Ромашкинском месторождении в Татарии, разработка которого началась в 1952 г. Девонская залежь этого месторождения была расчленена рядами нагнетательных скважин более чем на 20 обособленных эксплуатационных площадей.

В процессе разработки Ромашкинского месторождения увеличение давления нагнетания на некоторых площадях позволило использовать более редкие сетки скважин, чем это было предусмотрено проектом, и разбурить данное месторождение с меньшим числом эксплуатационных скважин.

В Куйбышевской области на Мухановском и Покровском месторождениях законтурное заводнение оказалось малоэффективным. Поэтому был осуществлен переход на внутриконтурное заводнение с разрезанием залежи на отдельные блоки. Этот способ в дополнение к законтурному осуществлен на Туймазинском, Серафимовском, Шкаповском и Арланском месторождениях в Башкирии и практически на всех вводимых в разработку месторождениях в Западной Сибири и Западном Казахстане. Среди систем центрального заводнения, применяемых для интенсификации разработки меньших площадей, различают осевое и кольцевое заводнение.

Рис.1.2.3. Схема внутриконтурного заводнения:

а - Очаговое заводнение; б –внутриконтурное кольцевое заводнение; в – осевое заводнение.

Очаговое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин на участках с линзовидными пропластками, в которых имеются неизвлеченные запасы нефти.

Кольцевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по кольцу, причем залежь нефти расчленяется на две неравные площади: меньшую - центральную и большую - кольцевую.

Осевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры.

Для поддержания пластового давления в залежи на одном уровне объем закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объема извлекаемых из пласта жидкости и газа.

При расчете объема воды, необходимой для закачки, учитывают ее объем, перетекающий в законтурную часть пласта.

Практикой установлено, что для большинства нефтяных месторождений в пласт следует нагнетать от 1,6 до 2 м 3 воды на каждую тонну извлекаемой нефти.

Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачиваемой воды зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания.

Общее число нагнетательных скважин при законтурном заводнении определяется из соотношения (1.1)

где L- общая длина контура нагнетания, м;

R - среднее расстояние между скважинами, м.

Приемистость нагнетательной скважины может быть определена из формулы Дюпюи, м 3 / сут.

где k -эффективная проницаемость пласта для воды, Дарси:;

h - мощность пласта, м;

Перепад давления на забое, МПа;

Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины;

Вязкость воды, спз;

R K - радиус контура действия нагнетательной скважины, м;

r - радиус скважины, м.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования

P ЗАБ = P НАГ + P СТ -P ТР (1.3)

где P ЗАБ - давление на забое скважины;

Р НАГ - давление на выкиде насоса;

Р СТ - давление столба воды в скважине;

Р ТР - потери давления на трение от насоса до забоя.

Нефтяные залежи при законтурном и внутриконтурном заводнении стали разрабатывать разреженными сетками скважин. Если на старых бакинских, грозненских и других месторождениях на одну скважину приходилось от 1 до 4 (200х200м.), редко до 8 га нефтяной площади, то сейчас на большинстве новых месторождений степень уплотнения составляет от 12 до 60 га на одну скважину(400х400м).

Заводнение

нефтяных месторождений, закачка воды в нефтяные пласты в целях поддержания и восстановления пластового давления (см. Забойное давление) и баланса пластовой энергии. При З. обеспечиваются высокие темпы добычи нефти и сравнительно высокая степень извлечения нефти из недр, т. к. разработка проходит при наиболее эффективном водонапорном режиме работы пласта (нефть, содержащаяся в порах или трещинах горных пород, замещается водой). В большинстве нефтяных районов имеются источники воды, пригодной после несложной обработки для закачки в пласт. Эффективность З. (в т. ч. экономическая) способствовала широкому внедрению этого способа при добыче нефти в СССР (в конце 1960-х гг. около 1 / 4 добытой нефти). З. позволяет значительно уменьшать число нефтяных скважин и резко повышать их дебиты (суточную производительность), что существенно снижает затраты на каждую тонну добываемой нефти. Система З. обычно состоит из водозаборных сооружений, ёмкостей, очистных установок, насосных станций, водоразводящих сетей и нагнетательных скважин. Закачка воды в нефтяные пласты осуществляется через систему нагнетательных буровых скважин, как правило, пробурённых для этой цели. В зависимости от местоположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти и от взаимного расположения нагнетательных и эксплуатационных (добычных) скважин различают разновидности З.: законтурное, при котором все нагнетательные скважины располагаются в чисто водяных зонах пласта за пределами нефтяной залежи; внутриконтурное, при котором нагнетательные скважины располагаются на площади нефтяной залежи, и вода закачивается в нефтенасыщенную часть пласта; площадное, при котором расположенные по специальной сетке нефтяные и нагнетательные скважины чередуются друг с другом определённым образом.

При законтурном З. разработка по своему характеру близка к естественному водонапорному режиму работы пласта при активных краевых (законтурных) водах. Законтурное З. лишь интенсифицирует этот процесс, приближая область питания пласта вплотную к залежи. Для многих залежей нефти такая интенсификация имеет решающее значение, т. к. только в этом случае залежь может быть разработана в нужные сроки при наиболее эффективном режиме вытеснения нефти водой. Иногда отличают т. н. приконтурное З., при котором нагнетательные скважины располагаются на контуре нефтеносности (применяется на месторождениях, где проницаемость пласта за контуром или на контуре нефтеносности существенно ухудшается). Типичный пример законтурного З. - эксплуатация Бавлинского месторождения в Татарской АССР, где полностью этот процесс был осуществлен. В результате вчетверо было уменьшено число нефтяных скважин и достигнута длительная стабильная добыча нефти.

При внутриконтурном З. закачка воды осуществляется непосредственно в нефтяную залежь, обычно в нагнетательные скважины, расположенные рядами (цепочками), благодаря чему залежь как бы «разрезается» водой на отдельные, более мелкие залежи, которые можно эксплуатировать самостоятельно. Количество эксплуатационных скважин, находящихся в зоне высокого давления в пласте (вблизи от нагнетательных скважин), возрастает, благодаря чему резко повышаются темпы добычи нефти и сокращаются сроки разработки месторождений. Классический пример внутриконтурного З. - разработка Ромашкинского месторождения девонской нефти в Татарской АССР. Осуществляемое с 1954 разделение огромной залежи цепочками нагнетательных скважин позволило в несколько раз сократить срок извлечения основных запасов нефти. Для более мелких залежей применяют продольное и поперечное внутриконтурное З. - в зависимости от направления «разрезающих» рядов по отношению к структуре.

Площадное З. - наиболее интенсивный метод, при котором к минимуму сводится явление интерференции скважин (См. Интерференция скважин) одинакового назначения и достигают максимума дебиты скважин при прочих равных условиях. Площадное З. обычно применяют или с начала разработки на залежах с очень низкой проницаемостью пласта, где др. Разновидности З. недостаточно эффективны, или после разработки залежи без поддержания пластового давления в качестве т. н. вторичного метода добычи нефти.

На многих нефтяных залежах применяются сочетания описанных разновидностей З. В процессе разработки часто приходится видоизменять систему З. для дальнейшей интенсификации добычи нефти.

Лит.: Справочник по добыче нефти, под ред. И. М. Муравьева, т. 1, М., 1958; Проектирование разработки нефтяных месторождений, М., 1962.

Ю. П. Борисов.

Большая советская энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия . 1969-1978 .

Смотреть что такое "Заводнение" в других словарях:

- (a. flooding; н. Fluten, Wasserfluten; ф. inondation artificielle, injection d eau; и. inundacion) способ воздействия на пласт при разработке нефт. м ний, при к ром поддержание и восстановление пластового давления и баланса энергии… … Геологическая энциклопедия

Метод поддержания и восстановления давления для вытеснения нефти из пласта путем закачки воды. Применяют заводнение законтурное, внутриконтурное, площадное и др. Заводнением достигаются высокие темпы отбора жидкости из пластов и повышенная… … Большой Энциклопедический словарь

Сущ., кол во синонимов: 1 термозаводнение (1) Словарь синонимов ASIS. В.Н. Тришин. 2013 … Словарь синонимов

заводнение - — Тематики нефтегазовая промышленность EN waterflooding … Справочник технического переводчика

С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов ХХ века залежи нефти разрабатывались на режимах истощения, при которых извлекали не более 25 % нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим. Отбор остаточных запасов производился с помощью так называемых вторичных методов добычи нефти – закачки воздуха и горячей газо -воздушной смеси, вакуум-процесса и др.

С конца 40-х годов начался качественно новый этап в развитии технологии нефтедобычи – интенсивное внедрение заводнения как на энергетически истощенных (вторичный метод добычи нефти), так и на вводимых в разработку (первичный метод) месторождениях.

Внедрение методов заводнения имело достаточно длительную историю, в течение которой происходила борьба двух противоположных мнений. Из практики разработки нефтяных месторождений Апшеронского полуострова хорошо известно, что появление воды в скважине – явление нежелательное и всегда сопровождающееся уменьшением дебитов нефти, осложнениями нормальной эксплуатации скважин вследствие образования песчаной пробки, отложением в трубах различных минеральных солей, необходимости подъема на поверхность больших объемов воды и т. д. Поэтому у ряда специалистов было отрицательное отношение к нагнетанию воды в нефтяные пласты.

В США также проявляли значительную осторожность при внедрении методов заводнения для большинства нефтяных месторождений, предпочитая использовать нагнетание воды лишь в качестве вторичного метода разработки.

Особое значение приобрели исследования по научному обоснованию методов поддержания пластового давления (ППД) в связи с проектированием разработки Туймазинского нефтяного месторождения в Башкирии (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция). Успешное осуществление в крупных промышленных масштабах законтурного заводнения на этом месторождении способствовало внедрению метода водного воздействия и в других нефтегазоносных районах страны. Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и высокой эффективности вытеснения нефти водой заводнение стало высокопотенциальным и основным способом воздействия на пласты при разработке нефтяных месторождений.

В настоящее время заводнение это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти . С его помощью в СССР в начале 80-х годов было добыто свыше 90 % нефти .

В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное и внутриконтурное за-воднение. На многих месторождениях применяют сочетание этих разновид-ностей.

ЗАКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

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 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 ) (рис. 1). При этом, 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 и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;

· предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;

· расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Чем лучше степень разведанности, чем достовернее определено местопо-ложение 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 против нагнетательных скважин и достижение равномерности перемещения водонефтяного контакта (ВНК).

Значение вышеперечисленных факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения кон-туров нефтеносности . Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин.

Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Но на практике редко встречается природная система (залежь), идеально сочетающая в себе эти факторы.

Если законтурное заводнение в стадии его широкого внедрения считалось наиболее эффективным методом поддержания пластового давления, то тщательный анализ сущности метода, в первую очередь, с геологических позиций дает основание отметить значительное число негативных сторон этого метода, которые ставят под сомнение целесообразность его применения для подавляющего большинства нефтяных залежей.

Отрицательные стороны применения законтурного заводнения

1. Для ряда залежей нефти , приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, вторичные процессы, происходившие после формирования залежей в зоне ВНК привели к резкому ухудшению проницаемости вплоть до закупорки пор и по существу – к изоляции нефтяной залежи от законтурной области.

2. Отдельные исследователи, учитывая только гидродинамические соображения по выравниванию фронта продвижения закачиваемой воды, рекомендовали закладывать нагнетательные скважины на значительном отдалении от внешнего контура залежи (2 км и более). Такой подход не учитывал возможность выклинивания пластов или резкого ухудшения проницаемости в

зоне, расположенной до границы нефтяной залежи. В этом случае вся нагнетаемая вода, которая должна продвигаться по этому пласту устремляется в законтурную область, не совершая абсолютно никакой полезной работы.

3. Заложение нагнетательных скважин на расстоянии от внешнего контура, учитывая, что каждый из ниже залегающих продуктивных пластов будет иметь меньшую площадь по сравнению с верхним и потому контуры по отдельным пластам перемещаются в направлении свода поднятия, все больше удаляясь от нагнетательных скважин. В этой связи будет ухудшаться эффективность законтурного заводнения для нижних пластов одного и того же горизонта.

4. Исследованиями А.П. Крылова, П.М. Белаша и др. по многим крупным залежам Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установлено, что при расчете количества воды для поддержания пластового давления в залежах, в которых установлена хорошая связь с законтурной областью, необходимо принять расчетный коэффициент, равный 1,7 , т.е. из обычного количества нагнетаемой воды 70 % направляется в законтурную область. Почти такие же огромные потери, достигающие 70 % и более были определены Н.К. Пра-ведниковым при законтурном заводнении Трехозерного месторождения в Западной Сибири.

5. При разработке крупных и очень крупных залежей нефти длиной 25 – 35 км и шириной 12 –15 км, с площадью нефтеносности 200 – 400 км2 и более принимали расстояние между скважинами в рядах 400 – 500 м, а расстояние между рядами батарей скважин 500 – 600 м. После продвижения фронта нагнетаемой воды к первому внешнему ряду эксплуатационных скважин проводилось наращивание четвертой и последующих внутренних кольцевых батарей скважин с отключением внешних обводнившихся (нередко лишь частично) рядов скважин. Перенос фронта нагнетания и вынужденное поэтапное отключение батарей скважин обуславливали неполный отбор запасов и большую потерю нефти .

6. Для месторождений Западной Сибири характерны значительные площади нефтеносности, сравнительно слабая активность законтурных вод, высокие темпы отбора нефти . Поэтому законтурное заводнение характеризуется значительной потерей закачиваемых вод. Так для Мегионского и Усть-Балыкского месторождений эта потеря достигает 40 % и более. Для пласта БС 2-3 Усть-Балыкского месторождения, где нагнетательные скважины удалены от зоны отбора жидкости на 1,5 - 2–км, потери закачиваемых вод оказались значительными.

7. К недостаткам законтурного заводнения следует отнести также сложность обустройства объектов ППД, строительство системы водоводов большой протяженности по периметру месторождения.

Положительный эффект системы законтурного заводнения

Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет указанных выше недостатков при разработке залежей малых и средних размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин.

Благоприятными геологическими условиями для этого вида заводнения являются:

Однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи;

Малая относительная вязкость нефти;

Высокая проницаемость коллектора (0,4 – 0,5 мкм 2 и более);

Сравнительно однородное строение пласта;

Небольшая ширина залежи (4 – 5 км).

При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль внутреннего контура нефтеносности кольцевыми рядами. При нагнетании воды создается искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта.

При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи.

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 году при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, про-водившиеся в разных странах.

При разработке нефтяных месторождений в СССР с применением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. Этот вид воз-действия на продуктивные пласты применяли на месторождениях, коллекторы которых были сложены в основном песчаниками и алевролитами с проницаемостью 0,3 – 1,0 мкм2 . Вязкость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла 1 – 5 10 –3 Па с.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привела вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и главным образом использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин, к решению проблемы их освоения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам:

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое

Давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2. Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5-7 % от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20-60 10 4 м2 / скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче , достигающей 0,50 – 0,55 в сравнительно однородных пластах и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1-5 10 –3 Па с.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти , выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках.

5. При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности , не вытесняя нефть из пласта.

ПРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности (рис. 2).

Рис. 2. Схема размещения скважин при приконтурном заводнении

Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Это явление вызывается резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что может быть связано со вторичными процессами химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне ВНК. Последнее зависит от химического состава пластовых вод и нефти и от сложных биохимических процессов, протекающих в недрах на контакте вода -–нефть . Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.

Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью в зоне ВНК и изолированной от законтурной области. Впоследствии оказалось, что приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных залежей.

Так, на Туймазинском месторождении, при проведении в течение длительного времени законтурного заводнения возникли значительные трудности в разработке залежи горизонта Д 1 . Рядом специалистов было предложено перейти к приконтурному заводнению. Ранее предполагалось, что законтурное заводнение обеспечит вытеснение нефти из краевых зон залежи в направлении к зоне внутреннего контура нефтеносности , но это предположение не оправдалось. Под действием нагнетаемой воды при законтурном заводнении происходит непоршневое вытеснение нефти из краевых зон по всей нефтенасыщенной мощ-ности пласта, и нагнетаемая вода устремляется по нижней водоносной части горизонта. Данное обстоятельство обуславливает необходимость самостоятель-ной разработки водонефтяных зон крупных залежей.

Преимущества приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностями нефтеносных пород, не имеющих для разработки практического значения. На крупных платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей (1 – 3 м).

Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи , но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи .

ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

Полученные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта (рис. 3).

В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

· разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;

· барьерное заводнение;

· разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;

· сводовое заводнение;

· очаговое заводнение;

· площадное заводнение.

Рис. 3. Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении

Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выби-рается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литоло-гического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5 – 7).

Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском (23 пласта горизонта Д1 , Татария), Арланском (Башкирия), Мухановском (Куйбышевская обл.), Осинском (Пермская обл.), Покровском (Оренбургская обл.), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Сибирь) и других место-рождениях.

На месторождениях Советском (пласты АВ 1) , Самотлорском, Мамонтовском и др. С начала 60-х гг. стали широко использовать системы блокового заводнения,

Так называемые “активные” (интенсивные) системы с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3 – 5 рядов добывающих скважин. При небольшой вязкости нефти (до 3 – 5 мПа с) для объектов с относительно однородным строением пластов системы заводнения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5 – 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна повышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2 – 3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше 500 т / (сут. МПа) оправдали себя пятирядные системы, при продуктивности 10 – 50 т / (сут. МПа) – трехрядные.

В результате дальнейших исследований, исходя из опыта разработки было установлено, что наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная.

Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2 – 2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, особенно в Западной Сибири.

В дальнейшем, с целью расположения резервных скважин, интенсификации и регулирования разработки месторождений, стали применять схемы очагового и избирательного заводнения, при использовании которых нагнетательные и добывающие скважины располагают не в соответствии с принятой упорядоченной системой разработки, а на отдельных участках пластов.

В настоящее время это наиболее интенсивный и экономичный способ воздействия на продуктивные пласты. По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения.

Сводовое заводнение. При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

Осевое заводнение было осуществлено в США на месторождениях Уиссон

(1948 г.) и Келли-Снайдер (1954 г.) , в России - при разработке Новодмит-риевского, Якушкинского, Усть-Балыкского (пласты группы А).

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение).

Центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).

Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве до-полнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осущест-вляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами.

Оно более эффективно на поздней стадии разработки. Внедрено на месторождениях Татарии, Башкирии, Пермской, Оренбургской областей и т.д.

Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выра-женной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем их числе реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват охват заводнением.

Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности . Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя-титочечные, также линейные (рис. 4).

Рис. 4 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 . Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2s н = 2 s д = 2s. Если 2L = 2s, 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 .

Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.

Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти .

Обширные фактические данные по разработке нефтяных месторождений с применением заводнения во многих случаях подтверждают с той или иной степенью точности теоретические результаты, получаемые на основе моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой из однородного, слоисто-неоднородного, а также трещиноватого и трещиновато-пористого пластов, если модель соответствует реальному пласту. Фактическое изменение пластового давления, добыча нефти и жидкости, зависимость текущей обводненности от нефтеотдачи согласуются с расчетными. В настоящий момент существует проблема правильного выбора модели, наиболее точно отражающей главные особенности разработки пласта. Модель разработки конкретного пласта может быть построена лишь на основе тщательного изучения и учета свойств пласта и сопоставления результатов расчета процесса разработки с фактическими данными. В связи с ростом возможностей вычислительной техники большое развитие получили детерминированные модели пластов и процессов разработки. Их использование приводит к необходимости решения двумерных и трехмерных задач многофазной многокомпонентной фильтрации.

Богатый и многообразный опыт применения заводнения в России позволяет не только выявить его технологические возможности, но и сформулировать проблемы, связанные с этим методом воздействия на пласты.

Первая проблема заводнения возникла на стадии его лабораторных экспериментальных исследований. Затем теоретические исследования и анализ разработки нефтяных месторождений с различной вязкостью нефти показали, что с увеличением отношения вязкостей нефти и воды в пластовых условиях µ0 =µн /µв текущая нефтеотдача при одном и том же отношении объема закачанной в пласт воды Q к объему пор пласта Vп снижается. Если, например, за условную конечную нефтеотдачу принять нефтеотдачу при прокачке через пласт трех

объемов пор пласта, т.е. объема воды, равного 3 Vп, то в среднем при µ0 = 1-5 можно получить конечный коэффициент вытеснения порядка 0,6 – 0,7 для пород – коллекторов нефти с проницаемостью 0,3 – 1,0 мкм2 .

Если заводнение применяют на нефтяном месторождении с вязкостью нефти в пластовых условиях порядка 20-50 10 –3 Па с, то конечный коэффициент вытеснения снижается до 0,35 – 0,4 в результате усиления неустойчивости процесса вытеснения нефти водой.

Лабораторные экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, проводимые на моделях пластов, показывают, что при µ 0 = 1 – 5 линия контакта нефть – вода изгибается сравнительно мало (рис. 5), но при µ 0 = 20 – 30 она сильно деформируется (рис. 6). При этом вода, вытесняющая нефть , движется языками, оставляя позади контакта нефть – вода участки обойденной водой нефти .

Если m 0 >100, заводнение нефтяных месторождений, осуществляемое путем закачки обычной воды, оказывается неэффективным, поскольку конечная нефтеотдача получается низкой (порядка 0,1).

Рис. 5 Схема движения водонефтяного контакта в пласте

при m = 1 – 5 ·10 Па с

1 – область, занятая водой и остаточной нефтью ; 2 – водонефтяной контакт;

3 - область, занятая нефтью

Аналогичная картина возникает при использовании заводнения для вытеснения высокопарафинистой нефти из пластов. Если допустить сильное разгазирование нефти во время разработки месторождения на естественном режиме или снижение пластовой температуры ниже температуры кристаллизации парафина вследствие закачки в пласт воды с более низкой температурой, чем пластовая, то парафин, первоначально находившийся в нефти в растворенном состоянии, выделится из нее, вязкость нефти повысится и она приобретет неньютоновские свойства, что в конечном итоге приведет к снижению нефтеотдачи .

нефтяных месторождений с применением заводнения состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу .

Рис. 6 Схема движения водонефтяного контакта в пласте

при m = 20 – 30·10 Па с

1-область, занятая водой и остаточной нефтью ; 2 – водонефтяной контакт;

3 – область, занятая нефтью ; 4 – скопление нефти , оставшейся позади водонефтяного контакта

Исходя из вышеизложенного, первая проблема разработки нефтяных месторождений с применением заводнения состоит в ликвидации отрицательного влияния высокого отношения вязкостей нефти и воды, а также неньютоновских свойств нефти на текущую и конечную нефтеотдачу .

В настоящий момент существуют следующие направления решения этой проблемы.

Вторая проблема заводнения связана с принципиальной невозможностью достижения полного вытеснения нефти водой даже при благоприятных условиях значительной проницаемости коллекторов и малых значениях параметра m 0.

Главной причиной невозможности полного вытеснения нефти водой из завод-ненных областей пластов заключается в несмешиваемости нефти и воды.

Третья проблема – возникла в результате анализа и обобщения опыта разработки на многих нефтяных месторождениях - обеспечение более полного охвата пластов процессом заводнения. По многим причинам отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, не поглощают воду, следовательно из них не вытесняется нефть ; обводнение отдельных скважин происходит весьма неравномерно, что ведет к оставлению в пласте не охваченных заводнением нефтенасыщенных зон (рис. 7).

Рис. 8 Схема разреза пласта, состоящего из трех пропластков,

разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин

1 – нагнетательная скважина; 2 – пропласток 1; 3 – добывающая скважина; 4 – пропласток 2, вклинивающийся между первым и вторым рядом добывающих скважин; 5 – добывающая скважина второго ряда; 6 – пропласток 3

Основная цель регулирования процесса разработки нефтяной залежи - обеспечение равномерного перемещения ВНК или ГНК от контуров водоносности или газоносности. Именно равномерностью отработки запасов нефти дости­гается общая технологическая безопасность работы всех сооружений в цепоч­ке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка".

Равномерность поступления нефти в скважину обеспечивается неизменной толщиной эксплуатируемого пласта-коллектора, однородностью его строения, что проявляется в стабильности его фильтрационно-емкостных свойств. При таком условно стационарном режиме скорость фильтрации движущейся к скважине жидкости при постоянном расходе возрастает. Таким образом, при пере­мещении единицы объема жидкости по направлению к скважине будут непре­рывно возрастать затраты энергии (перепад давлений) на единицу длины пути (градиент давления). В этих условиях знание распределения энергетического потенциала залежи, которое отражается с помощью карт изобар, является пер­востепенным, поскольку позволяет составить проект рационального размеще­ния одиночных или кустовых буровых площадок. Однако получение достовер­ной информации по энергетическому потенциалу залежи возможно лишь при высокой степени ее геологической изученности, что достигается стадийным подходом к освоению месторождения.

В связи с этим принципиально важным является вопрос выбора схемы разработки залежи и, в частности, схем кустования скважин. Известно, что, чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необ­ходимы большие отходы скважин от забоев. Современные технологии бурения позволяют достигать отходов в 2-4 км и более по вертикали. В то же время стоимость коридоров коммуникаций (автодорог, отсыпки площадок, линий элек­тропередачи, нефтесборов, водоводов, УПСВ) сокращается, что приводит к сни­жению капитальных вложений и повышению степени экологической безопас­ности всего промысла в целом. В первую очередь снижаются показатели землеемкости, техногенные нагрузки на все элементы экосистем, экологичес­кие риски за счет сокращения размеров коммуникаций и особенно организа­ции системы сбора пластовых вод на кустовых площадках.

Обустройство устьев одиночных эксплуатационных нефтяных скважин. При обустройстве устьев скважин в зависимости от способа эксплуатации дол­жны предусматриваться:

приустьевая площадка;

1) площадка под инвентарные приемные мостки;

2) площадка под ремонтный агрегат;

3) якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;

4) фундамент под станок-качалку;

5) станция управления электрического центробежного насоса (ЭЦН) или станком-качалкой;

6) наземное оборудование для эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами;

7) трансформаторные подстанции;

8) обвалование территории устьев скважин;

10) канализационная емкость-сборник с инвентарными поддонами.

При необходимости на площадке устьев скважин предусматриваются:

1) узлы для запуска очистных устройств выкидных трубопроводов;

2)устройство для закачки реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.

Обустройство кустов скважин. Куст скважин представляет собой специ­альную площадку естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, удаленных от другого куста или одиночной скважины на расстояние не менее 50 м, а также техноло­гическим оборудованием и эксплуатационными сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонта скважин, бытовы­ми и служебными помещениями. Строительство укрупненных кустов скважин накладывает ряд ограничений на способы добычи нефти, в частности на раз­мещение ШГН.

Суммарный дебит одного куста скважин при его проектировании должен приниматься не выше 4000 м 3 /сут. (по нефти), а газовый фактор - не более 200 м 3 /м 3 . В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте скважин следует предусматривать следующие технологические сооружения:

1) приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;

2) замерные установки;

3) технологические трубопроводы;

4) блоки для подачи реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.;

5) газораспределительные блоки (гребенки);

6) площадки под ремонтный агрегат;

7) якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;

8) фундаменты под станки-качалки;

9) станции управления ЭЦН и ШГН;

10) трансформаторные подстанции;

11) площадки под инвентарные приемные мостки;

12) емкость-сборник;

13) блок закачки воды в нагнетательные скважины и блоки водораспределительной гребенки.

В работе рассмотрены два варианта организации кустовой системы добычи нефти. В первом представлен проект из трех кустов скважин по 19 шт. при общем количестве 57 с традиционной величиной отхода от забоев скважин. На кустовой площадке отсутствует УПСВ, а система ППД выполнена из стеклопластиковых материалов, препятствующих развитию коррозии.

Второй вариант проекта предусматривает сооружение одной укрупненной кустовой площадки с тем же количеством скважин, но максимальным отходом забоя скважин на 2 км. В составе сооружений кустовой площадки имеется УПСВ, рассчитанная на переработку 171 м 3 с локальной закачкой воды в пласт. Общая стоимость УПСВ составляет 950 тыс. руб., а стоимость водовода длиной 7,5 км в первом варианте - 13220 тыс. руб.

Результаты расчета свидетельствуют о том, что кроме выигрыша в капитальных вложениях (8 % стоимости затрат) сокращается на 45 % протяженность коммуникаций, а в составе коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что является гарантией экологической безопасности промысла. Во втором варианте отсутствует перекачка пластовых вод от кустовых площадок к пунктам сепарации нефти и обратно, что дает экономию электроэнергии око­ло 520 тыс. кВт ч/год.

Приведенные данные убедительно свидетельствуют о целесообразности укрупнения кустовых площадок при выборе схемы эксплуатации залежей, что приводит к экологически предпочтительным вариантам добычи нефти.

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным насосно-компрессорным трубам (НКТ), которые спускаются в скважины перед началом эксплуатации. Их диаметр под­бирается в зависимости от величины дебита скважины. Одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, являются отложения парафина на стенках труб, устьевой аппаратуры и выкидных линий.

Строительство скважин с большими отходами ограничивает применение штанговых глубинных насосов (ШГН), а также способствует развитию осложнений, связанных с истиранием труб, что может привести к частым авариям, особенно в местах соединения НКТ.

Во избежание истирания труб применяют специальные муфты повышен­ной прочности, которые устанавливают в местах искривления ствола скважи­ны, а при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти i газа. Одновременно такие технологии (гидронасосные системы) дают воз­можность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования и позволяют совместить технологию подготовки рабочей жидкости: технологией подготовки нефти, что снижает затраты на строительство сило-1ьд линий и уменьшает вероятность экологического риска.

Дальнейшая система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод производится в зависимости от распределения запасов по площади залежи и разрезу на отдельных месторождениях, темпов добычи и степени обводненности и газонасыщенности нефти, величин давлений на устье скважин, расположения количества кустов скважин, инженерно-геологических условий строительства сооружений, экологических ограничений.

Объекты сбора и транспортировки продукции скважин должны обеспечивать:

а) герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до центральных сборных пунктов, бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до центральных сборных пунктов, ГПЗ, на соб­ственные нужды и другим потребителям;

б) замер продукции отдельных скважин и кустов;

в) отделение газа от нефти;

г) учет суммарной добычи продукции всех скважин;

д) использование концевых участков нефтесборных трубопроводов при под­ходе их к ЦПС и сепараторов для предварительной подготовки к разделению продукции скважин;

е) предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое по качеству сбрасываемой пластовой воды;

ж) подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора и транспортирования при обычных температурах.

Традиционно на большинстве месторождений сложились следующие сис­темы сбора, подготовки и транспортировки нефти (рис. 4.4, по Саламатовой. 2004). Газожидкостная смесь из нефтедобывающих скважин поступает на груп­повую замерную установку (ГЗУ), где в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины.

Замерные установки. В качестве замерных наиболее часто применяются установки типа "Спутник", "Биус" и других модификаций. Количество установок и их размещение должны определяться технико-экономическим расче­том. На площадках замерных установок при необходимости должны предус­матриваться блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.

После ГЗУ, которая монтируется на каждом кусте или отдельной скважине, смесь по нефтесборным нефтепроводам попадает на сборный пункт (СП) или на дожимную насосную станцию (ДНС) для последующей подготовки. Здесь может быть два варианта сбора: раздельный сбор обводненной и условно-безводной нефти, в связи с чем от каждой ГЗУ прокладывают два коллектора, имеющих протяженность до нескольких километров.

Сборные пункты, на которые поступает нефть, подразделяются на централь­ные (ЦПС), ДНС и комплексные сборные пункты (КСП).

На ЦПС сырая нефть, поступающая с ГЗУ, проходит полный цикл обработ­ки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Кроме этого производится обезвоживание и обессоливание не­фти до товарных кондиций. Газ, полученный после сепарации нефти, очища­ется от капельной жидкости и подается на утилизацию, переработку или другие цели. Газ первой и второй ступени транспортируется под собственным давле­нием, а газ концевой ступени для использования необходимо компримировать.

Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН), входящей в состав ЦПС. На УПН в специальном резер­вуаре предварительного сброса происходит отстаивание нефти, подогрев не­фтяной эмульсии в трубчатых печах, отделение нефти от воды и обессоливание. После этого нефть поступает в резервуар товарной нефти с последующей от­качкой в магистральный нефтепровод. В случае недостижения кондиций в то­варной нефти по содержанию воды и солей она автоматически поступает из специальных герметизированных отстойников в сепаратор-делитель, из кото­рого направляется вновь на УПН.

Установки подготовки нефти (УПН). УПН являются составной частью единого технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продукции скважин и, как правило, располагаются на ЦПС. Технологический ком­плекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать:

Глубокое обезвоживание нефти;

Обессоливание;

Снижение упругости паров товарной нефти;

Прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку;

Повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса.

Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспечивать:

Полную герметизацию процесса подготовки нефти;

Требуемое качество товарной нефти;

Гибкость и маневренность работы установки;

Возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;

Использование тепла продукции скважин.

Резервуарные парки. Для УПН следует предусматривать запасы сырья (продукция скважин; продукция, поступающая от ДНС или УПС) и товарной (под­готовленной) нефти:

Для сырья - суточный объем, поступающий на УПН;

Для товарной нефти - объем суточной производительности УПН по товар­ной нефти при трубопроводном транспорте;

Для приема пластовых и сточных вод;

Для аварийных сбросов.

В качестве резервуарных емкостей чаще используются стандартные сталь­ные резервуары различных объемов типа РВС.

Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров предусматриваются земляные амбары-накопители. Суммарная емкость амбаров-накопителей должна определяться из расчета сбора и хранения парафино­вых отложений в течение года. Внутренние поверхности металлических ре­зервуаров и устройств должны иметь противокоррозийное покрытие.

Установки подготовки газа (УПГ). В зависимости от направления использования нефтяного газа и условий его транспортировки до потребителей сле­дует применять следующие способы его подготовки:

Осушку газа от влаги абсорбционным способом;

Извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги способом низкотемпературной конденсации (НТК).

При бескомпрессорной транспортировке смеси газов первой и концевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки должна предусматривать:

При транспортировке газа в двухфазном состоянии и в условиях, приводящих к образованию кристаллогидратов, - компримирование газов конце­вых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации и совместную осушку газов первой и концевых ступеней сепарации от влаги абсорбцион­ным способом;

При транспортировке газа в однофазном состоянии - компримирование га­зов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации, его осушку от влаги или извлечение из газа первой ступени или смеси газов первой и концевых ступеней сепарации тяжелых углеводородов способом НТК с впрыском гликоля.

Выделившийся при подготовке газа углеводородный конденсат направляет­ся или в товарную нефть, если это не приводит к увеличению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, или в нефть перед первой ступенью сепарации.

Дожимные насосные станции (ДНС). В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления скважины недостаточно для транспортирования флюидов, сооружают ДНС. Основная их задача - дать дополнительную энергию жидкости для транспортировки на ЦПС.

Технологический комплекс сооружений ДНС должен обеспечивать:

Первую ступень сепарации нефти с предварительным отбором газа;

Предварительное обезвоживание нефти (при необходимости);

Нагрев продукции скважин (при необходимости);

Транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

Бескомпрессорную транспортировку нефтяного газа I ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;

Очистку пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации при естественной температуре поступающего на ДНС сырья;

Транспортирование при наличии предварительного сброса подготовленной пластовой воды в систему поддержания пластовых давлений (ППД);

Получение из аппаратов-отделителей воды с качеством, обеспечивающим закачку ее в продуктивные пласты без дополнительной подготовки;

Учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;

Закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов).

В состав ДНС входят следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:

Блок предварительного отбора газа;

Блок сепарации нефти;

Блок насосной (с буферной емкостью);

Блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;

Блок аварийных емкостей;

Блок замера нефти;

Блок замера газа;

Блок замера воды;

Блок компрессорной воздуха для питания приборов контроля и автоматики;

Блок нагрева продукции скважин (при необходимости);

Блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации;

Блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;

Емкость дренажная подземная.

На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать прием максимального объема жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов. ДНС проектируются блочными, отоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала.

Сооружение ДНС оправдано еще тем, что промышленность не выпускает насосного оборудования, позволяющего перекачивать смеси с большим содержанием газов (сказывается лимитирующее влияние кавитационных процессов). Поэтому на ДНС перед насосом производится частичное отделение газа с по­мощью сепарации первой ступени. Отделившийся газ в результате снижения кипения подается для утилизации чаще всего на факел сжигания либо для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени - ЦПС и УПН.

Факельная система для аварийного сжигания газа ДНС. В факельную систему направляется нефтяной газ, который не может быть принят сооружениями по подготовке к транспортировке ввиду их остановки на ремонт или при аварийной ситуации, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов

Диаметр и высота факела определяются расчетным путем с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также до­пустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы долж­на быть не менее 10 м (для газов, содержащих сероводород, - не менее 35 м Скорость газа в устье факельного ствола должна приниматься с учетом исклю­чения возможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.

Факел должен быть оборудован автоматическим дистанционным зажигани­ем и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству.

Для улавливания конденсата и влаги перед факельной трубой должна находиться емкость (конденсатосборник), которую предусматривается опорожнять по мере заполнения на прием насосов ДНС.

Центральные пункты сбора (ЦПС) являются универсальным технологи­ческим объектом, на котором добываемый флюид разделяется на целевые ком­поненты - товарную нефть, газ и сточную воду. Последняя очищается до уров­ня, соответствующего необходимым требованиям, и вводится в систему ППД или без очистки - в специальные поглощающие скважины для утилизации сточ­ных вод.

Технологический комплекс по подготовке продукции скважин на ЦПС дол­жен обеспечивать следующие процессы:

а) прием и предварительное разделение поступающей продукции скважин:

б) прием и учет продукции, поступающей от ближайших скважин;

в) подготовку нефти;

г) подготовку и утилизацию пластовых и производственно-сточных, в том числе и ливневых, вод;

д) прием и учет товарной нефти;

е) прием и подготовку газа к транспортировке;

ж) подачу товарной нефти на сооружения магистральной транспортировки.

Сбор разлившейся жидкости и атмосферных осадков должен проводиться в специальную емкость. Наружные площадки для установки технологического оборудования сооружаются с бетонным покрытием и должны быть на 15 см выше планировочной отметки земли, а их уклоны для обеспечения отвода дождевых вод - не менее 0,003°. При возможном разливе горючих жидкостей пло­щадки следует ограждать бетонным бортом высотой не менее 15 см.

Площадки печей и блоков нагрева нефти и нефтепродуктов следует ограж­дать сплошной стеной, земляным валом или бордюрным камнем высотой не менее 0,5 м.

Уровень шума и вибрации оборудования, устанавливаемого в помещениях и на открытых площадках, не должен превышать предельно допустимые санитарные нормы. При вынужденном применении высокошумных агрегатов сле­дует предусматривать:

а) установку глушителей шума;

б) дистанционное управление;

в) звукоизолированные кабины наблюдения.

В последнее время на месторождениях, особенно мелких, активно внедря­ются комплексные сборные пункты (КСП) или их различные модификации, называемые автономными установками (АУ).

КСП представляют собой технологический узел, на котором, в отличие от ДНС, производится не только первая ступень сепарации, но и обезвоживание и обессоливание нефти до товарной кондиции. Технологический узел также содержит установки по очистке попутно добываемой воды и подаче ее на ППД. Для этих целей в состав КСП входят У ПН и очистные сооружения. Таким об­разом, нефть, поступающая с КСП на ЦПС, не нуждается в деэмульсации и после ее окончательного разгазирования сдается потребителю.

АУ включают наземное скважинное оборудование (устьевое оборудование, станция управления для подачи электроэнергии силовым насосам от дизельной электростанции) и технологический блок для разделения газожидкостной смеси, а также подготовки рабочей жидкости для закачки ее на ППД.

Данная технология запатентована в Российской Федерации под № 209547 "Освоение и эксплуатация малых нефтяных месторождений и автономная установка для его реализации" . Это техническое решение характеризуется следующими особенностями:

Добыча нефти производится гидропоршневыми насосами;

Технологический блок закачиваемой жидкости одновременно используется для подготовки нефти;

Источником электроэнергии является стационарная электростанция с дизель-генератором ДГА-800, работающая на ПНГ;

Для бурения первоочередных скважин применяют передвижную мобильную дизельную электростанцию 5А36, используемую в дальнейшем как резерв­ный источник.

Достоинство данной технологии заключается в том, что источником получения электроэнергии является ПНГ низкого давления и любого состава. Энер­гия подается по воздушным линиям к понижающим подстанциям и далее на;иловые установки (насосы), оборудование транспортировки нефти и жидко­сти для ППД, работы ЦПС, водоснабжения, бытовых нужд и других целей.

Кроме этого ПНГ после осушения в газосепараторах используется в каче­стве топлива в печах для нагрева нефти и котельных, работающих как на газе, так и на мазуте. Котельные необходимы для нагрева воды, которая использует­ся в качестве теплоносителя для поддержания требуемой температуры нефти в резервуарах и жилых поселках.

Наличие резервного парка емкостей, в том числе и аварийных, - непременный атрибут всех технологических схем сбора, транспортировки и подготовки нефти. Резервуары являются достаточно мощным источником загрязне­ния атмосферы за счет испарения УВ, несмотря на герметичное исполнение.

Трубопроводы нефти и газа. В систему сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин входят:

1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до ГЗУ;

2) нефтегазосборные трубопроводы (коллекторы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС;

3) нефтепроводы (коллекторы) для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;

4) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;

5) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собствен­ных нужд промпредприятий;

6) газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.

Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при транспортирова­нии газожидкостных смесей следует предусматривать:

Формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение жидкости;

Ввод ингибиторов коррозии;

Внутреннее защитное покрытие труб.

Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии предусматривают изоляционное покрытие и электрохимическую защиту.

Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих влажный нефтя­ной газ, сооружаются конденсатосборники, которые размещаются в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода.

Узлы ввода реагента. Узлы ввода реагента на объектах и сооружениях сбо­ра и транспортировки нефти и газа включают:

Блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;

Блок для дозирования и подачи ингибиторов;

Блок для подачи химреагентов;

Склад для хранения химреагентов.

Установки предварительного сброса пластовых вод (УПС). Объекты предварительного разделения продукции скважин рассматриваются как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транс­портировке, подготовке нефти, газа и воды. Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

Подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

Сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

Предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5-10 % (масс).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению производится подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой сту­пенью сепарации нефти).

Процесс предварительного обезвоживания нефти предусмотрен при обводненности поступающей продукции не менее 15-20 % и осуществляется, как правило, без ее дополнительного нагрева с применением деэмульгаторов, вы­сокоэффективных при умеренных и низких температурах.

Предварительное обезвоживание нефти осуществляется в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти производится под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения.

Компрессорные станции (КС). Компрессорные станции могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комп­лекс технологических сооружений ЦПС и предназначены для транспортиров­ки нефтяного газа на ГПЗ и другим потребителям, для компримирования газа в составе сооружений по подготовке газа к транспортировке и в системе газлифтной добычи нефти. Поступающий на прием компрессоров газ должен быть очищен от механических примесей (пыли, окалины, окислов железа и др.) и от капельной жидкости (нефти, воды, углеводородного конденсата) в соответствии с требованиями, предъявляемыми ТУ на оборудование.

Для удаления газа из внутренней полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора между отключающей задвижкой и цилиндром должна быть предусмотрена свеча сброса газа с уста­новкой на ней запорной арматуры. Свеча должна размещаться в местах, обес­печивающих безопасные условия рассеивания газа. При этом не допускается сброс газа в зону аэродинамической тени здания КС. Высота свечи должна определяться по результатам расчетов рассеивания газа, но не менее 5 м от поверхности земли.

Факельная система ЦПС. Факельная система ЦПС предусматривается для следующих видов сброса горючих газов и паров:

Постоянных - от установок регенерации сорбентов, стабилизации (выветривания) углеводородных конденсатов и др.;

Периодических - при освобождении установок или отдельных аппаратов перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, а также при аварийном отключении и пусконаладочных работах;

Аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов или других устройств аварийного сброса.

В состав факельной системы, как правило, должны входить:

Общий факельный коллектор;

Газопроводы от отдельных сооружений и объектов ЦПС до общего факельного коллектора;

Сепараторы;

Конденсатосборники;

Факельный ствол.

Высота и место установки факельных стволов должны выбираться в зависимости от топографии площадки, расположения окружающих сельскохозяй­ственных земель и жилых поселков, интенсивности преобладающего направ­ления ветров, требований противопожарных норм и результатов расчетов по теплонапряжению у основания факела и рассеиванию в атмосфере вредных веществ, содержащихся в продуктах сгорания.

Минимальная высота факельных стволов принимается равной 20 м, если сбросы не содержат сероводорода. При наличии в сбросных газах сероводорода высота факела должна быть не менее 30 м. Для сжигания газа с содержанием сероводорода более 6 % масс, должна предусматриваться специальная фа­кельная система.

Факельные стволы должны быть оборудованы:

а) системой дистанционного зажигания факела;

б) горелками постоянного горения (дежурная горелка);

в) лабиринтным уплотнителем (газостатическим затвором) при диаметре факела 100 мм и более.

Сооружения при газлифтной добыче нефти. Схема газлифтной добычи (компрессорный или бескомпрессорный газлифт, режим газлифта - непрерывный, периодический) организуется с учетом требований к сырью, объемам за­качки газа и давлению нагнетания, ввода фонда скважин по годам и других технологических требований.

Сброс газа из оборудования и газопроводов должен осуществляться через отводные линии на свечу. Высота свечи для сброса газа должна быть не менее 5 м.

Газопроводы по территории куста скважин следует прокладывать подземно на глубину не менее 0,8 м. При наземном способе газопроводы должны прокладываться в защитных футлярах из стальных труб, обеспечивающих безо­пасное обслуживание фонтанной арматуры.

Для месторождений, в продукции скважин которых присутствуют сероводород и другие вредные примеси, применение газа, содержащего эти примеси, для газлифта не допускается.

Требования к генеральному плану. Схема генерального плана месторождения разрабатывается на базе данных технологической схемы (проекта) разработки нефтяного месторождения и составляется на картах землепользователей, как правило, в масштабе 1:25000 с учетом требований земельного, водного и других законодательств в два этапа:

Предварительный - в составе обосновывающих материалов к акту выбора площадок и трасс;

Окончательный - после утверждения акта выбора площадок и трасс в установленном порядке с учетом замечаний всех землепользователей.

Схема генерального плана должна предусматривать размещение на терри­тории месторождения устьев нефтяных, газовых, нагнетательных и других одиночных скважин, кустов скважин, ГЗУ, ДНС, СУ, УПС, КНС, ВРП, КС, подстанций и других объектов, а также инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, линий электропередачи, связи, телемехани­ки, катодной защиты и др.), обеспечивающих технологические и производствен­ные процессы сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин с уче­том существующих в данном районе транспортных связей, мощностей ЦПС, УПН, НПЗ, направления внешней транспортировки нефти, газа и воды, источ­ников снабжения электроэнергией, теплом, водой, воздухом и др.

При разработке схемы генерального плана необходимо учитывать:

Форму организации эксплуатации месторождений;

Возможность расширения и реконструкции технологических систем;

Проведение технических мероприятий по интенсификации производственных процессов добычи, сбора, транспортировки нефти и газа.

Планировочные решения генерального плана разрабатываются с учетом технологического зонирования установок, блоков, зданий и сооружений.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений в зонах необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению, с учетом взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности.

Размеры площадок под строительство предприятий, объектов, зданий и сооружений определяются исходя из условия размещения технологических со­оружений, сооружений подсобно-вспомогательного назначения и инженерных коммуникаций с учетом требований противопожарных и санитарных норм.

При размещении предприятий, объектов, зданий и сооружений нефтедобы­чи на прибрежных участках рек и других водоемов планировочные отметки площадок для их строительства следует принимать не менее чем на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и уклона водотока с вероятностью его превышения:

Для сооружений, в которых производственный процесс непосредственно связан с извлечением нефти из недр (устья нефтяных и газовых скважин, замерные установки), - один раз в 25 лет;

Для ЦПС, ДНС, газокомпрессорных станций, сепарационных установок, УПН, УПС, КНС и электроподстанций - один раз в 50 лет.

В результате анализа современных подходов к эксплуатации нефтепромыс­лов можно отметить следующее.

Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако действующая нор­мативная база не отражает изменений природоохранного законодательства, новых тенденций в экологическом менеджменте, экономике, управлении ре­сурсами и социальных изменений.

Проектные проработки недостаточно используют опыт экологизации при обустройстве месторождений нефти передовых компаний России и инновации зарубежных фирм.

Как правило, при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений на различных стадиях природоохранные проблемы решаются по мере их возникновения. Современные же принципы освоения природных ресурсов кроме комплексного подхода предполагают превентив­ное выявление и решение такого рода проблем.

Природоохранные проблемы, возникающие на всех стадиях освоения месторождений, имеют достаточно большой "стаж". Почти 50-летний опыт эксп­луатации многих месторождений позволяет считать их типовыми, но не неиз­бежными. Во многом такое положение объяснимо закономерностью - чем в более труднодоступном и удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больше вероятность нанесения экологически значимых ущербов.

Решение большинства экологических проблем, требующих значительных капиталовложений (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель и др.), должно проводиться своевременно, а не отодвигаться на неопределенный срок.

Состав сооружений и методы эксплуатации нефтепромыслов являются источниками воздействия на ОПС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемой нефти, поэтому с природоохранных пози­ций необходима принципиально новая концепция проектных работ.

При проектировании и реализации освоения месторождений отсутствует практика проведения детальных консультаций со всеми заинтересованными организациями и отдельными лицами, что приводит к формированию многих социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи. Своевременное решение этих проблем экономически и экологически более оправ­данно.

В процессе экологического сопровождения хозяйственной деятельности сла­бое внимание уделяется созданию баз экологической информации, включаю­щих по возможности данные о всех видах воздействий на ОПС в процессе освоения месторождения.

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение - самый распространенных в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Широкое распространение заводнение нефтяных месторождений во всем мире обусловлено:

доступностью и невысокой стоимостью закачиваемой в пласт воды;

относительной простотой технологии нагнетания воды;

простотой технологического обслуживания;

относительно высокой эффективностью вытеснения нефти водой.

В связи с этим заводнение нефтяных месторождений еще длительное время будет одним из ведущих методов воздействия на пласты.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции (КНС, БКНС), закачивают в нагнетательные скважины, расположенные на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Должна закачиваться качественная вода, это когда количество взвешенных частиц в воде не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов. В проектах часто принято 40-50 мг/л.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 - 10 МПа, а в ряде случаев - 15 - 20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы, то при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теоретически расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления, но фактически, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависимость близка к линейной, а затем расход начинает резко увеличиваться за счет раскрытия трещин и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает. (см. рис)

Рис..Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду.

Важной характеристикой разработки месторождения является нефтеотдача.

Рис.39. Зависимость текущей нефтеотдачи от
.

Нефтеотдача: - безводная;- конечная.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений можно выразить в виде зависимости от
где - геологические запасы нефти). показана на рис. 39.

Коэффициент текущей нефтеотдачи при заводнении равен произведению коэффициента вытеснения на коэффициент охвата пласта вытеснением .

Коэффициентом вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействиемназывается отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта

Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания не разрабатывается - в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте

Охваченные заводнением запасы
, равны следующей сумме запасов:

По определению

(5.8)

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения на коэффициент охвата, зависимость их от
, показана на рис. 42, откуда

Рис.42 . Зависимость иот

видно, что возрастает с увеличением
, аостается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. и зависит от следующих основных факторов:

1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород - коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, - глинистости пород, распределения пор по размерам, значений абсолютных и относительных проницаемостей, трещиноватости пород и т. д.;

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов.

1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). То есть наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), и т. д.

2. Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

4. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗЛИЧНЫХ СИСТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Промышленное применение заводнения нефтяных пластов в СССР было начато в 1948 г. при разработке девонских горизонтов Туймазинского нефтяного месторождения. К этому времени уже были известны опыты закачки воды в нефтяные пласты с целью пополнения пластовой энергии, проводившиеся в различных странах.

При разработке нефтяных месторождений в СССР с применением заводнения вначале использовали законтурное заводнение. При этом нагнетательные скважины бурили за внешним контуром нефтеносности, вдоль него. Добывающие скважины располагали также вдоль контура нефтеносности. Линии расположения нагнетательных скважин были удалены от первых рядов добывающих скважин на 1 - 6 км.

Законтурное заводнение применяли на месторождениях, продуктивные пласты которых были сложены в основном песчаниками и алевролитами с проницаемостью 0,3 - 1,0 мкм 2 . Вязкость нефти в пластовых условиях заводняемых месторождений составляла -1 - 5·10 -3 Па·с.

Законтурное заводнение осуществлялось часто не с самого начала разработки месторождений, а спустя некоторое время, в течение которого происходило падение пластового давления. Тем не менее, закачка воды в законтурную область пласта позволяла в течение одного-двух лет настолько восполнить запас пластовой энергии, что оно стабилизировалось.

Использование заводнения нефтяных пластов привело вначале к возникновению технологической трудности, связанной с низкой приемистостью нагнетательных скважин. Пласты, которые, согласно формуле Дюпюи, должны были при используемых перепадах давления поглощать запроектированные расходы воды, практически не принимали воду. Широкое применение методов воздействия на призабойную зону скважин, таких, как гидравлический разрыв пласта и кислотные обработки, и главным образом, использование повышенных давлений нагнетания привели к существенному увеличению приемистости нагнетательных скважин и, по сути дела, к решению проблемы их освоения.

Опыт разработки нефтяных месторождений с применением законтурного заводнения привел к следующим основным выводам.

1. Законтурное заводнение позволяет не только поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне, но и превышать его.

2. Использование законтурного заводнения дает возможность обеспечивать доведение максимального темпа разработки месторождений до 5 - 7% от начальных извлекаемых запасов, применять системы разработки с параметром плотности сетки скважин 20 - 60· 10 4 м 2 /скв при довольно высокой конечной нефтеотдаче, достигающей 0,50 - 0,55 в сравнительно однородных пластах, и при вязкости нефти в пластовых условиях порядка 1 - 5·10 -3 Па·с.

3. При разработке крупных по площади месторождений с числом рядов добывающих скважин больше пяти законтурное заводнение оказывает слабое воздействие на центральные части, в результате чего добыча нефти из этих частей оказывается низкой. Это ведет к тому, что темп разработки крупных месторождений в целом не может быть достаточно высоким при законтурном заводнении.

4. Законтурное заводнение не позволяет воздействовать на отдельные локальные участки пласта с целью ускорения извлечения из них нефти, выравнивания пластового давления в различных пластах и пропластках и т. д.

5. При законтурном заводнении довольно значительная часть воды, закачиваемой в пласт, уходит в водоносную область, находящуюся за контуром нефтеносности, не вытесняя нефть из пласта.

Указанные выводы о результатах законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки.

Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он достаточно эффективен при небольшой ширине залежей (до 5- 6 км), малой относительной вязкости пластовой нефти (до 2-3), высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм 2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. Более широко законтурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных условиях получены положительные результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллекторах.

законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных 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). При этом, 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 и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;

предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;

расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Значение вышеперечисленных факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтносности. Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин.

Для однородных высокопроницаемы пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму.