Рис. 3.3. Схемы оборудования водозаборно нагнетательных скважин при естественном нижнем (а) и верхнем (б) внутрискважинном перетоке:
1 — НКТ; |
2 — обсадная |
колонна; |
|||
3 —интервалы |
перфорированных |
||||
труб; |
4 — нефтяной |
пласт; 5 — ка |
|||
мера |
для |
установки |
дебитомера |
||
(расходомера); |
6 — пакер (раздели |
||||
тель); |
7 — водяной |
пласт; 5 — |
|||
муфта |
|
перекрестного |
течения |
||
жидкости
сназемными КНС: а) вода из фонтанирующих водозабор ных скважин, поступает в блок водоподготовки и далее насо сами КНС подается в нагнетательные скважины; перед КНС можно устанавливать погружной подпорный насос, располо женный в скважине-шурфе; б) вода из водозаборной скважины повышенной производительности погружным насосом подается на КНС и затем в нагнетательные скважины;
сподземными КНС: а) вода из водозаборной скважины по гружным электронасосом с повышенными напором и подачей направляется по разводящим водоводам в нагнетательные
скважины (совмещается водозаборная скважина с КНС); могут также совмещаться отдельные нагнетательные скважины с водозаборными или применяться для подпора погружные вы соконапорные насосы, установленные в скважинах-шурфах; б) в водозаборно-нагнетательной скважине осуществляется при нудительный внутрискважинный переток (совмещается водоза борно-нагнетательная скважина с подземной КНС).
Результаты расчетов показали, что применение таких схем по сравнению со схемами использования вод наземных водоис точников обеспечивает снижение себестоимости и удельных ка питальных вложений на закачку 1 м3 воды приблизительно на 35 и 10 %. Практическая реализация рассмотренных схем на месторождениях Западной Сибири базируется на использова нии вод вышезалегающего апт-альб-сеноманского комплекса, распространяющегося в пределах всех основных нефтяных ме сторождений региона. Дебиты водозаборных скважин при от крытом изливе достигают 3—4 тыс. м3/сут при наличии песка
до 5 г/дм3. Забои оборудуют |
противопесочными фильтрами, |
а на поверхности устанавливают |
отстойники для улавливания |
песка. |
|
Одновременно-раздельная закачка воды
Эта закачка означает подачу воды отдельно в каждый пласт многопластового месторождения под разным давлением в со ответствии с его коллекторскими свойствами. В случае подачи воды при одном давлении ускоренно обводняются высокопро ницаемые пласты, а малопроницаемые' пласты в разработку практически не вовлекаются. Это приводит к преждевремен ному обводнению продукции добывающих скважин, необходи мости осуществления ремонтно-изоляционных работ, увеличе нию продолжительности и стоимости разработки месторож дения.
Способы регулирования закачки воды (аналогично и газа) по отдельным пластам могут включать следующее: подведение к устью нагнетательной скважины водоводов высокого и низ кого давлений и подачу воды по колонне НКТ и по затрубному пространству в разобщенные пакером пласты; подачу воды под высоким давлением по одному каналу и распределение ее по отдельным пластам при помощи сменных или регулируемых забойных штуцеров; периодическую закачку воды в высокопро ницаемые пласты путем отключения их пакерами или эластич ными шариками; комбинацию рассмотренных методов.
Среди предложенного оборудования можно выделить одно- и двухпакерные конструкции. Второй, верхний, пакер приме няют при необходимости закачки воды в верхний пласт под давлением, превышающим прочностную характеристику обсад ной колонны. При закачке в три и более пластов могут исполь зоваться одно- и многоколонные конструкции с применением забойных регуляторов расхода.
§ 3.3. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ
Назначение гидродинамических методов — увеличение коэффи циента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагне тания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и по рядке их ввода в работу. Эти методы представляют собой даль нейшую оптимизацию технологии процесса заводнения и по этому не требуют существенного изменения ее.
Циклическое заводнение
Метод разработан во ВНИИнефти, впервые применен в 1964 г. на Покровском месторождении. Технология его заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из
128
залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным груп пам скважин. В результате такого нестационарного воздейст вия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что
при |
повышении давления |
в |
залежи в первой половине цикла |
(в |
период нагнетания воды) |
нефть в малопроницаемых про |
|
слоях (зонах) сжимается |
и в них входит вода. При снижении |
||
давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение рас хода или прекращение закачки воды) вода удерживается ка пиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть вы ходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4— 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75—80 сут.
Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие сло исто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (бо лее раннее применение метода: на начальной стадии повыше ние нефтеотдачи составляет 5—6 % и более, тогда как на поздней — лишь 1—1,5%); в) технико-технологическая возмож ность создания высокой амплитуды колебаний давления (рас ходов), которая реально может достигать 0,5—0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (сред него расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения дав ления— сокращаться до нуля в результате отключения нагне тательных скважин).
Циклическое заводнение означает, что в общем случае каж дая из нагнетательных и добывающих скважин работает в ре жиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспече ния более равномерной нагрузки на оборудование залежь не обходимо разделить на оггделцные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов совре менными насосами позволяет осуществлять процесс без допол нительных затрат на переустройство системы заводнения. Пол ная остановка нагнетательных скважин может потребовать ис пользования высоконапорных насосов, рассчитанных на давле ния 25—40 МПа, или привести к замерзанию скважин и водо водов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.
Изменение направлений фильтрационных потоков
Идея метода высказывалась А. П. Крыловым, Ю. П. Борисо вым, М. Л. Сургучевым и др. Впервые он был применен в 1968 г. на Покровском месторождении. Технология метода заключа ется в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается из менение направления фильтрационных потоков до 90°.
Физическая сущность процесса состоит в следующем. Вопервых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неус тойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается (см. рис. 2.2, в и 2.3). При переносе фронта нагнетания в пла сте создаются изменяющиеся по величине и направлению гра диенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внед ряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось кото рых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшаю щейся водонасыщенности).
Изменение направления фильтрационных потоков достига ется за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, оча гового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных стан ций и наличия активной системы заводнения (поперечные раз резающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений и др.). Он позволяет поддерживать достигну тый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффек тивен в случае повышенной неоднородности пластов, высоко вязких нефтей и применения в первой трети основного периода разработки.
Создание высоких давлений нагнетания
Величина давления нагнетания влияет на технико-экономиче скую эффективность заводнения. В практике заводнения на блюдается тенденция к повышению давления нагнетания на устье с 5 до 16—20 МПа, а в отдельных случаях до 20—30 и даже 40 МПа.
Обобщение опыта заводнения и специальные исследования, выполненные А. В. Афанасьевой, А. Т. Горбуновым, И. Н. Шустефом, Р. Н. Дияшевым, показали следующее: при сущест вующих режимах закачки воды заводнением охватывается
130
только небольшая часть нефтенасыщенной толщины пласта (20—25 %); при определенных давлениях нагнетания прони цаемые (а часто и высокопроницаемые) коллекторы воды не принимают; при повышении давления нагнетания до вертикаль ного горного увеличивается толщина интервалов пласта, при нимающих воду (охват толщины заводнением); индикаторная зависимость приемистости от давления нагнетания нелинейная, причем темп прироста приемистости существенно выше, чем темп прироста давления. Объясняется это тем, что с ростом давления нагнетания трещины пласта раскрываются и увели чивается их проницаемость (см. § 2.7); преодолевается предель ный градиент давления сдвига для неньютоновских нефтей и систем (см. § 2.6); возникают инерционные сопротивления, вы зывающие противоположное первым двум факторам искривле ние индикаторных линий. На индикаторной кривой можно вы делить следующие давления: р' — первое критическое давление нагнетания, соответствующее давлению раскрытия или образо вания трещин в самом слабом по механической прочности ин тервале пласта (нижним пределом его является гидростатиче ское давление, составляющее для большинства месторождений Урало-Поволжья около 0,4 вертикального горного давления): р" — второе критическое давление нагнетания, соответствующее максимальному значению охвата по толщине; превышение его приводит к резкому увеличению трещиноватости, образованию нескольких крупных трещин, принимающих воду (для место рождений Пермской области оно близко к вертикальному гор ному давлению или несколько превышает его).
Применение высоких давлений нагнетания в пределах между р' и р” обеспечивает: увеличение текущих дебитов сква жин и пластового давления (однако недопустимо повышение его в зоне отбора выше р")\ снижение обводненности продук ции за счет более интенсивного притока нефти из малопрони цаемого пропластка; уменьшение влияния неоднородности коллектора за счет относительно большего увеличения приеми стости малопроницаемого пропластка по сравнению с высокопроницаемым; повышение текущей нефтеотдачи при сущест венно меньшем расходе воды за счет вовлечения в разработку дополнительных запасов нефти.
Применение метода требует решения многих технических задач. Серийно выпускаемые насосы обеспечивают на выкиде давление до 20 МПа, что позволяет использовать метод для за лежей, расположенных на глубинах до 1000—1500 м. Необхо димы сооружение или реконструкция КНС и прокладка новых разводящих водоводов, рассчитанных на высокое давление, что связано с большими затратами. Возможно использование су ществующих КНС и водоводов, тогда у нагнетательных сква жин устанавливаются индивидуальные дожимные установки,
б* |
131 |