2015-06-14
1580
В 1964 г. на Андреевском нефтяном месторождений был применен метод по закачке воды в пласт, имеющий цель не только восстановить пластовое давление до первоначального уровня, но и несколько повысить его, создав тем самым условия для увеличения отборов. Метод получил название «поддержание пластового давления» (ППД).
Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение нагнетательных скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
Перед внедрением системы ППД определяют:
а) место положения нагнетательных скважин
|
|
|
б) определяют суммарный объем закачиваемой воды
Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов:
небольшие размеры залежи;
б) пласт однородный с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади;
в) нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300…800 м, что обеспечит долее равномерное продвижение фронта воды и предотвратить образование языков обводнения:
г) существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания.
К недостаткам законтурного заводнения можно отнести:
a) большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии;
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
в) замедленная реакция фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания;
г) необходимость сооружения большого количества нагнетательных скважин, их удаленность от основных объектов закачки, что удорожает систему.
С 1980 года начинается падения добычи нефти. С целью снижения темпов падения добычи стали применять форсирование отбора жидкости. При практически постоянном действующем фонде добывающих скважин (незначительно превышающем 1000 ед.) отбор жидкости был увеличен с 29,4 млн. т. в 1981г. до 44,4 млн. т. в 1990г., т.е. в полтора раза.
Закачка воды практически во все годы превышала текущие отборы жидкости, а в начальной стадии - многократно. По пласту DI суммарный отбор жидкости был компенсирован закачиваемой водой к концу 1975 года.
|
|
|
Объекты и оборудование системы ППД
Законтурное заводнение применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с литологическими однородными коллекторами с хорошей проницаемостью их в законтурных частях. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 1000-1200 м от внешнего ряда добывающих скважин для однородных пластов и 600-700 м для неоднородных пластов с низкой проницаемостью. Чрезмерное удаление нагнетательных скважин от эксплуатационного ряда может привести к потере пластовой энергии, так как будет происходить отток части закачанной воды за контур нефтеносности.
Добывающие скважины располагают внутри контура нефтеносности параллельно внешнему контуру нефтеносности. Одновременно можно эксплуатировать 2-3 ряда добывающих скважин. Если эксплуатировать одновременно большее число рядов таких скважин, энергия напора краевых и нагнетаемых вод будет экранироваться первыми рядами добывающих скважин, а скважины, расположенные во внутренних рядах, будут эксплуатироваться при режиме растворенного газа.
Добывающие скважины располагают рядами, параллельными рядам нагнетательных скважин. Расстояние между рядами, а также между отдельными скважинами определяют в зависимости от геолого-физической характеристики залежи.
- нагнетательные скважины; 
- добывающие скважины; 
- контур нефтеносности.
Рисунок 4 - Схемы внутриконтурного заводнения
Преимущество разработки крупных месторождений с применением внутриконтурного заводнения заключается в разработке залежей с любого участка. В частности, можно разрабатывать в первую очередь те участки залежи, которые содержат наибольшие запасы нефти и отличаются высокими дебитами скважин. Кроме того, применение внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные самостоятельные участки позволяет во много раз сократить сроки разработки в целом по месторождению.
В зависимости от геолого-физических характеристик залежей и насыщающих их жидкостей используют различные комбинации метода поддержания пластового давления: центрального, осевого, кольцевого, очагового.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
Широко применяется блоковое заводнение, при котором залежь разрезают на самостоятельные участки рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно к оси структуры. По этому методу в каждом блоке располагают пять рядов нефтедобывающих скважин, при котором один нагнетательный ряд эффективно воздействует на два с половиной ряда добывающих скважин. Принципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения.
При разработке месторождений с внутриконтурным заводнением, когда на отдельных участках падает пластовое давление и снижаются объемы отбираемой нефти, используют очаговое заводнение Нагнетательные скважины в этом случае выбирают из числа добывающих по тем же признакам, что и при избирательном заводнении. Одно из основных условий заключается в необходимости размещения нагнетательных скважин и в середине участка. Это обеспечивает равномерное воздействие закачиваемой воды на окружающие добывающие скважины.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
|
|
|
Технологическая схема БКНС рассчитана на одновременную и раздельную закачку пресных вод поверхностных или подземных источников и очищенных нефтепромысловых вод, поступающих из установок очистки сточных вод.
Тип БКНС для каждого данного случая выбирают с учетом: а) требуемой подачи и давления нагнетания; б) схемы энергоснабжения; в) климатических условий. По расчетным подаче и давлению нагнетания определяют тип и число основных насосов, а по климатическим условиям - вид охлаждения двигателя.
В зависимости от типа установленных насосов выпускают БКНС, рассчитанные на давление нагнетания 9,3 МПа, 14 МПа, 18,6 МПа. При этом суммарная номинальная подача БКНС определяется как типом, так и числом установленных насосов. Например, показатели БКНС-20Д следующие: предельное давление нагнетания 14 МПа, подача агрегата 90 м3/ч, количество агрегатов 2, напор 1422 м.
Для ППД на месторождении используются попутно-добываемые с нефтью пластовые воды, сбросовые воды с УКПН, а также пресные воды, забираемые с водозабора реки Куваш. Вода для закачки подается на КНС или БКНС, откуда через УР подается на скважины.
В связи с увеличением давления закачки возникла необходимость в реконструкции большинства КНС и переносе их за контур нефтеносности. Это потребовало создания блочных кустовых насосных станций (БКНС) и позволило резко сократить время на их монтаж (в среднем в 5 раз), значительно снизить расходы на строительство (30 %) и добиться большой маневренности при осуществлении ППД. В зависимости от установленных насосных агрегатов БКНС могут обеспечить подачу воды 3600, 7200, 10800 м/сут, рассчитанных на давление нагнетания 9,3, 14, и 18,6 МПа.
В связи с широким внедрением новых видов гидродинамических исследований, возрастанием их роли в области контроля и регулирование процессом разработки месторождения, непрерывно совершенствуется и техника глубинных измерений. За последнии годы в нашей стране и за рубежом разработаны различные глубинные приборы для измерения давления, температур, уровней, расходов и других величии; созданы специальные устройства для проведения глубинных измерений в скважинах; разработаны полевые самоходные лаборатории для проведения комплексных измерений и т.д.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
|
|
|
Основные цели исследования скважин и пластов - получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирование, анализа, регулирование разработки залежей и эксплуатация скважин. Исследования начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т.е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.
Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные.
Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки.
Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получения сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулирования процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др.
Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.).
Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относится непосредственное измерения давления, температуры. Лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей из скважины не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют:
- на промыслово-геофизические;
- дебита - и расходометрические;
- термодинамические;
- гидродинамические.
Цель гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчета запасов и составления проекта разработки.
С помощью промысловых исследований можно получить наиболее объективные материалы о комплексы гидродинамических характеристик пласта, ибо они основываются на изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами, такими как пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т.д.
Геолого-технические мероприятия (ГТМ) — работа по интенсификации добычи нефти и газа путем воздействия на продуктивные пласты (восстановление или увеличение проницаемости, охват пласта притоком и закачкой; регулирование депрессии, отборов жидкости; изоляция обводненных пластов и их интервалов) и применения технико-технологических способов улучшения (облегчения) условий транспортирования нефти с забоя на устье скважины.
Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.
Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложения которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.
Механические методы воздействия эффективны в твёрдых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта.
Методами увеличения производительности скважин на Ерсубайкинском месторождении являются следующие внедрение ОРЭ (одновременно раздельная эксплуатация) скважин. При внедрении ОРЭ увеличивается дебит скважин и его производительность, данное мероприятия снижают себестоимость нефти. А также применяются гидравлический разрыв пласта, всевозможные кислотные обработки призабойной зоны, что также увеличивает производительность скважины.
Анализ эффективности ГТМ по повышению эффективности работы скважин, оборудованных ШГН.
В таблице 4 приведены сведения о геолого-технических мероприятиях по повышению эффективности работы скважин, оборудованных ШГН в 2008 году. В качестве базовых параметров были приняты параметры прошлого 2007 года.
Наиболее эффективна оптимизация ШСН.
На скважинах №620, №330, №360 в результате оптимизации был получена дополнительная добыча нефти, равный 192, 127 и 124 тонны нефти соответственно. Оптимизация проводилась в первом и третьем кварталах 2008 года.
Сведения о ГТМ по повышению эффективности работы ШГН
в Чекмагушевском УДНГ филиала «Башнефть-Уфа» за 2008 г. Таблица 4
| Дата обработки | Очаг, пласт, группа | № скв | Базовые параметры | +/- Qн, т за год | ||
| Qж, м3 | Обводнен-ность, % | Qн, т | ||||
| 20.01.08 | АДПМ | |||||
| 05.10.08 | 43,8 | |||||
| 09.11.08 | 45,0 | |||||
| 16.01.08 | Оптимизация ШСН | 96,3 | ||||
| 12.07.08 | 43,8 | |||||
| 03.09.08 | 98,0 | |||||
| 14.09.08 | 96,3 | |||||
| 01.08.08 | СКН | 97,3 |
Эксплуатационный фонд скважин в 2007 и 2008 гг. Таблица 5
| Показатели | Чекмагушевское УДНГ | |
| 2007 г. | 2008 г. | |
| Эксплуатационный фонд, всего | ||
| В т.ч. ШГН | ||
| % ШГН |
Увеличение фонда скважин произошло за счет ввода новых скважин из бурения и пуска из бездействия малодебитных скважин.
Оптимизацию режимов работы скважин проводит цех ПРС.
