Файл: Технология и техника воздействия на залежь путем заводнения..docx

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«РОССИЙСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ДРУЖБЫ НАРОДОВ»

ИНЖЕНЕРНАЯ АКАДЕМИЯ

Департамент недропользования и нефтегазового дела

Доклад

По дисциплине: «Технология эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

На тему: «Технология и техника воздействия на залежь путем заводнения.»


Выполнил(а): Базаров Зафар Туракулович

Группа:ИНГбв-01-20

Проверил: Мирсамиев Н.А

Директор департамента:
к.г.-м.н. Котельников А.Е.

Содержание

Введение

Методика проведения экспериментов следующая. На установке, краткое описание которой представлено в первой части данной статьи /1/, проводится полное вытеснение керосина водой до прекращения выхода керосина из модели пласта. После этого в модель закачивается водогазовая смесь. При этом важно, чтобы значение газосодержания вытесняющей водогазовой смеси принадлежало к оптимальной области газосодержаний, границы которой были обозначены в /1/. Эта часть эксперимента проводится аналогично исследованиям по определению коэффициента вытеснения при закачке водогазовой смеси. Вытеснение керосина водогазовой смесью проводится до полного прекращения выхода керосина из модели. Прирост коэффициента вытеснения определяется как разность между суммарным коэффициентом вытеснения, полученом после заводнения и закачки водогазовой смеси, и коэффициентом вытеснения, полученого при одном заводнении. Так как в водогазовой смеси, используемой для вытеснения, имеется пенообразующее ПАВ, необходимо учесть влияние ПАВ на коэффициент вытеснения.

Были проведены следующие эксперименты:

1. Вытеснение керосина технической водой и довытеснение смесью «вода+азот+ПАВ».

2. Вытеснение керосина смесью «вода+ПАВ», затем довытеснение смесью «вода+азот+ПАВ».

Технология и техника воздействия на залежь путем заводнения

Цели и методы воздействия

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия могут быть иными, и они часто

---

находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его.

Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.

Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85 % нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Существуют следующие основные методы воздействия на пласт.

А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся:

1. Законтурное заводнение.

2. Приконтурное заводнение.

3. Внутриконтурное заводнение, которое можно разделить на:

а) разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин;

б) блочная система заводнения;

в) очаговое заводнение;

г) избирательное заводнение;

д) площадное заводнение.

Б. Поддержание давления закачкой газа:

1. Закачка воздуха.

2. Закачка сухого газа.

3. Закачка обогащенного газа.

4. Закачка газа при параметрах, близких к критическим.

В. Тепловые методы воздействия.

1. Закачка в пласт горячей воды.

2. Закачка перегретого пара.

3. Создание в пласте подвижного фронта горения.

4. Тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Существуют так же, хотя в очень ограниченных масштабах и другие специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных выше. К этим методам можно отнести закачку различных веществ в пласт, таких как растворители с последующим их проталкиванием сухим газом или водой (закачка сжиженного газа); карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицеллярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью и вытесняющим агентом - водой; газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при давлениях закачки в специальных аппаратах - газогенераторах.

Основное назначение многих из этих методов - не поддержание пластового давления, а повышение коэффициента нефтеотдачи в сочетании с попутным эффектом - частичным поддержанием пластового давления.

Как показывают исследования, объем растворителей при закачке должен составлять от 5 до 15% объема пласта между линиями нагнетания и отбора. Для закачки газа требуются очень мощные компрессорные установки высокого давления (превышающие пластовое), что приводит к большим удельным расходам энергии на единицу добытой нефти по сравнению, например, с закачкой воды. Для реализации перспективного метода - закачки карбонизированной воды и СО2 - необходимы очень большие количества углекислого газа, получение которого в нужных количествах также вызывает большие технические трудности и требует специальных капитальных вложений.

---

Внутриконтурное заводнение и его виды

 Основные понятия и применение

Внутриконтурное заводнение применяется, когда отсутствует связь с законтурной областью или залежи пластов имеют большие размеры. Вид внутриконтурного заводнения обосновывается с учетом продуктивности, расчлененности и прерывистости пластов, а также вязкости пластовой нефти. Построение всей системы разработки при внутриконтурном заводнении идет от центра к периферии. Осуществляется опережающее бурение нагнетательных рядов и с их помощью ведется доразведка периферийной области месторождения. При этом уменьшается число неудачных скважин, которые были запроектированы добывающими, а оказались в водоносной области. В условиях значительной зональной неоднородности и прерывистости продуктивных пластов размещение добывающих скважин по равномерной сетке увеличивает общий дебит нефти более чем на 5 %, повышает охват пластов воздействием и устойчивость системы разработки.



Рисунок-1. Заводнение нефтяных месторождений

Внутриконтурное заводнение применяется во всех случаях, когда отсутствует или затруднена связь с законтурной областью или залежи имеют большие размеры. Для залежей со средними и большими размерами законтурное заводнение может дополнять внутриконтурное.

Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением.

 Виды внутриконтурного заводнения

 Внутриконтурное заводнение представлено целым рядом разновидностей. При разрезании залежи рядами нагнетательных скважинзакачка воды в пласты производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Обычно все скважины разрезающего ряда после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить призабойную зону пласта и снизить пластовое давление в ряду, т. е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины через одну осваивают под нагнетание, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. После обводнения промежуточных скважин 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, параллельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда

---

обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль ряда, и перемещение ее границ в направлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечиваются вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к добывающим скважинам.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при невысокой его проницаемости, повышенной вязкости нефти или ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Как видно на рисунке1.1, выделяют несколько подвидов разрезания:

- разрезание на площади;

- блоковое;

- сводовое (центральное).

 

 Разрезанием эксплуатационного объекта на площади

При заводнении с разрезанием эксплуатационного объекта на площади самостоятельной разработки разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике (участки с разным количеством пластов в эксплуатационном объекте, с разной продуктивностью разреза, с различным характером нефтеводонасыщения и т. д.).

Так, при весьма большой площади нефтеносности эксплуатационного объекта и многопластовости продуктивного горизонта в условиях общего для всех пластов ВНК количество нефтенасыщенных пластов уменьшается от свода залежи к периферии. В этих условиях возможно реализовать разрезание эксплуатационного объекта на площади с разным количеством нефтенасыщенных пластов. Большое преимущество системы разработки с разрезанием объекта на площади - возможность начинать проектирование и разработку с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами. Применение рассматриваемой разновидности заводнения возможно при условии, что ко времени ввода в разработку месторождение разведано достаточно хорошо, так что известно положение начальных внешних и внутренних контуров нефтеносности по всем пластам объекта.

Блоковое заводнение

---

AD•16+

Рисунок-2. Система разработки нефтяной залежи с блоковыми заводнением:

1- контур нефтеносности; Скважины: 2-нагнетательные, 3 - добывающие



Рисунок-3. Блоковое заводнение при «круговой» форме залежи:

контуры нефтеносности: 1-внешний, 2- внутренний; скважины:           3 - нагнетательные, 4 - добывающие; зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 5- высокие, 6 - низкие

 При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рисунок.). При «круговой» форме залежей, особенно с обширными площадями нефтеносности, направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов - в крест выявленной по данным разведки превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (и, как правило, с повышенной пористостью и проницаемостью) коллекторов (рисунок. ). В результате достигается пересечение всех зон, содержащих основную часть запасов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечение большего влияния в них закачки воды. При ином направлении блоков, принятом без учета данных о границах зон разной продуктивности, разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной части нагнетательных скважин и отсутствие в части высокопродуктивных зон воздействия нагнетаемой воды. При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количеству рядов добывающих скважин в блоке. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с уменьшением гидропроводности пласта. Уменьшение ширины полос при прочих равных условиях повышает активность системы заводнения благодаря возрастанию перепада давления на единицу ширины блока, что позволяет частично компенсировать пониженную продуктивность залежи. Во избежание значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности) в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль «стягивающего». При повышенной ширине блоков (3,5-4 км) принято

---