29-билет
І. Внутриконтурное заводнение, преимущества и недостатки.
ІІ. Установка комплексной подготовки нефти.
ІІІ. Виды неоднородности продуктивных коллекторов.
Внутриконтурное заводнение, преимущества и недостатки.
Внутриконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пре¬делах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.
При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через скважины, распо¬ложенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.
После обводнения промежуточных нагнетательных сква¬жин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, парал¬лельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль этого ряда, и перемещение ее границ в на¬правлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечивают¬ся вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к до¬бывающим скважинам.
При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), разме¬щают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65). При "круговой" форме залежей с обширными площадями нефте¬носности направление рядов скважин выбирают с учетом зо¬нальной неоднородности продуктивных пластов – в крест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. бб). В результате достига¬ется пересечение всех зон, содержащих основную часть запа¬сов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечива¬ется большее влияние на них закачки воды. При ином на¬правлении разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной доли на¬гнетательных скважин и отсутствие в части высокопродук¬тивных зон воздействия нагнетания воды.
При проектировании систем разработки с рассматривае¬мым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добываю¬щих скважин в блоке.
Решение зтого вопроса диктуется необходимостью обес¬печивать влияние нагнетания воды на всю ширину блоков, не допуская консервации их внутренних частей.
Ширину блоков выбирают от 4 до 1.5 км в зависимости от гидропроводности объекта. Уменьшение ширины полос по¬вышает активность системы заводнения, благодаря возраста¬нию перепада давления на единицу ширины блока, что поз¬воляет частично компенсировать пониженную продуктивность залежи. Чтобы избежать значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности), в пределах блока располагают обычно не¬четное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль "стягивающего". При повышенной ширине блоков (3,5 — 4 км| принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине [1,5 — Зкм) — три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пяти-рядным или трехрядным. Количество добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, при пятирядной и трехрядной системах соответственно составляет около 5 и 3. Систему с узкими блоками и трехрядным размещением скважин можно применить и на высокопродуктивном эксплуатационном объекте при необходимости разработки его высокими темпами или с целью обеспечения продолжитель¬ного периода фонтанной эксплуатации при больших трудно¬стях перевода скважин на механтированный способ подъе¬ма жидкости, а также в некоторых других случаях.
На залежах с широкими водонефтянымн зонами всю сис¬тему разработки с разрезанием следует распространять и на водонефтяную зону, за исключением самых внешних ее пас¬тей с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3 — 4 м).
Преимущества систем разработки с блоковым заводнени¬ем заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о кон фигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение та¬ких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатаци-онного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.
Площадное заводнение - также разновидность внутри-контурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин — треугольной или квадратной - нагнета¬тельные и добывающие скважины чередуются в строгой за¬кономерности. Местоположение добывающих и нагнетатель-ных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.
Системы разработки с площадным заводнением (пло¬щадные системы) обладают большей активностью по сравне¬нию с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно кон¬тактирует с нагнетательными |при внутриконтурном разреза¬нии в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних добывающих рядов] и на одну нагнетателыгую скважину обычно приходится меньшее количество добывающих сква¬жин. Применяют несколько вариантов формы сеток и вза¬имного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различ¬ной активностью, т.е. разной величиной соотношения коли¬честв добывающих и нагнетательных скважин. Ддя линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семи¬точечной прямой — 0,5, обращенной — 2; для девятиточеч¬ной прямой — 0,33. обращенной — 3: для ячеистой — 4—6.
Применяемые обычно при площадном заводнении систе¬мы показаны на рис. 67. Наиболее широкое применение на¬шли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонат-ными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллек¬торов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низ¬кой проницаемостью и повышенной вязкостью. Такие систе¬мы, так же как и блоковая система с разрезанием на узкие полосы, можно применять и для высокопродуктивных объ¬ектов при необходимости получения высоких уровней добы¬чи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в глуме больших трудностей с организацией механизирован¬ной эксплуатации скважин. Их использование может быть целесообразным также в случаях, когда продолжительность разработки месторождения ограничена, например, сроком возможной эксплуатации морских сооружений в условиях шельфа.
Системам разработки с площадным заводнением свойст¬венны и негативные моменты. Они практически не позволя¬ют регулировать скорость продвижения воды к разным до¬бывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усу¬губляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе, остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводнен¬ных скважин, существенными различиями дебитов скважин и др.
Избирательное заводнение — разновидность внутрикон-турного заводнения — предусматривает выбор местоположе¬ния нагнетательных скважин после разбуривания эксплуата¬ционного объекта по равномерной сетке (рис. 68). При со¬ставлении первого проектного документа на разработку мес¬тоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выби¬рают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. Избирательное заводне¬ние применяют при резкой зональной неоднородности плас¬тов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекто¬ров, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений. Избирательное заводнение при¬меняется при разработке некоторых периферийных площа¬дей девонской залежи нефти и залежей в каменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения в Татарии, в бо¬б риковском горизонте Краснохолмской группы месторожде¬ний в Башкирии, на ряде месторождений других районов.
Очаговое заводнение по сути является избирательным за¬воднением, но применяется как дополнение к другим разно¬видностям заводнений (законтурному, приконтурному, разре¬занию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения (нагне¬тание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагне¬тательные выбирают скважины из числа добывающих, пре¬имущественно из тех, которые основную свою задачу уже
Рис. 68. Система разработки с избирательным заводне¬нием.
Зоны пласта с проницаемо¬стью: 1 — в ысокой, 2 — низкой; остальные условные обозначения см. на рис. 63
выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят дополнительные скважины.
Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствова¬нию основных систем разработки с заводнением.
Головное заводнение. Головным называют нагнетание во¬ды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.
Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтя¬ной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образу¬ется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обяза¬тельной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с други¬ми его видами или с использованием энергии напора пласто¬вых вод.
Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта исходя из его геолого-промысловой характеристики для него могут быть рекомендованы два, а иногда и три конкурирующих вида заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может конкурировать с площадным заводнением и т.д. Из числа возможных вариан¬тов, обоснованных геологически, оптимальный вариант вы¬бирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).
Установка комплексной подготовки нефти.
Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). Принципиальная схема УКПН с ректификацией. Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1,5. В УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.
1, 9,11,12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор; 6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холдодильник; 8 - емкость орошения; 10 – печь. I - холодная "сырая" нефть; II - подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких углеводородов; VIII - несконденсировавшиеся пары; IX – широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть.
Виды неоднородности продуктивных коллекторов.
Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор системы разработки и на эффективность извлечения нефти из недр. Различают два основных вида геологической неоднородности – макронеоднородность и микронеоднородность. Макронеоднородность отражает морфологтю залегания пород – коллекторов в объеме залежи, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности получают при детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин. Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади). По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом. По простиранию макронеоднородность проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля. Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями. Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно – фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют вероятностно – статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные ГИС. Графически микронеоднородность отображают на детальных профилях и картах, отображающих изменчивость граничных значений изучаемого параметра. Изучение микронеоднородности позволяет: определять кондиционные пределы параметров продуктивных пластов; прогнозировать характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом; оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки не вовлеченные в разработку.