Компенсация отборов закачкой

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Коэффициент текущей компенсации

. (3.3)

— отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации

. (3.4)

Числитель в (3.4) — суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель — суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом, если mн 1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано.

Рис. 3.2. Изменение давления вдоль линии нагнетания

В технологии добычи нефти часто пользуются такими понятиями, как «давление на линии нагнетания» и «давление на линии отбора». Введение этих понятий упрощает физическую картину фильтрации жидкости от линии расположения нагнетательных скважин к рядам добывающих скважин, а также позволяет однозначно характеризовать депрессию обусловливающую приток жидкости к линиям отбора. Давление на линии нагнетания — это среднеинтегральное давление в пласте вдоль линии нагнетательных скважин. Вокруг нагнетательных скважин образуются репрессионные воронки, обращенные вверх с наибольшим давлением (вершина воронки) на забоях нагнетательных скважин (рис. 3.2). На рисунке ординаты заштрихованной части эпюры — абсолютные величины давлений в пласте, изменяющиеся вдоль S. Средняя ордината, т. е. высота рн прямоугольника длиной S и площадью РнS, — среднеинтегральное давление.

. (3.13)

, (3.14)

где F — заштрихованная площадь эпюры давлений.

Забойные давления нагнетательных скважин могут быть различны. Закон распределения давления вокруг забоя скважин близок к логарифмическому. Используя формулу для распределения давления при радиальном течении, можно построить кривые распределения давления между нагнетательными скважинами. Таким образом, по эпюре распределения давления вдоль линии нагнетания в реальном конкретном случае может быть определена площадь эпюры F, а по формуле (3.14) найдено давление на линии нагнетания. Существуют весьма простые расчетные методы определения давления на линии нагнетания, однако эти методы справедливы только при одинаковых забойных давлениях во всех нагнетательных скважинах, равных расстояниях между скважинами и однородном пласте. Расчетная формула имеет вид

(3.15)

где Рн — давление на забоях нагнетательных скважин (во всех скважинах одинаковое); Q — суммарный дебит нагнетательного ряда;

— внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательного ряда.

Здесь &#956

Компенсация отбора жидкости закачкой

Компенсация отбора жидкости в пластовых условиях закачкой воды в пласт ( соотношение закачки воды к отбору жидкости в пластовых условиях) – есть отношение (выраженная в % или долях единицы) накопленная на определенную дату объемов закачанной воды и отобранной жидкости в пластовых условиях, характеризующие суммарное восполнение пластовое энергии по эксплуатационному объекту или отдельному пласту.

По результатам анализа, состояния разработки по отдельному блоку, горизонту, группы скважин или отдельно взятой скважины (дебит нефти, жидкости, % обводнения, пластовое и забойное давление, давления закачки), расположения нагнетательной скважины (внутриконтурная, законтурная, приконтурная) планируется компенсация. Оптимальным значением принято считать 100%.

54. Источники водоснабжения.

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления — добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение.

В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого начала разработки месторождения. В этом случае необходимо большое количество (практически 100%) пресной воды, так как добывающие скважины на этой стадии практически дают безводную продукцию. В дальнейшем скважины все больше обводняются, появляется во все возрастающих количествах попутная вода, которая должна быть утилизирована. В связи с этим системы водоснабжения должны видоизменяться и приспосабливаться к конкретным условиям разработки месторождения. Проектируемая система водоснабжения должна предусматривать рост обводненности продукции скважин и необходимость утилизации всех так называемых промысловых сточных вод, включая ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти н др.

Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система водоснабжения в любом случае должна предусматривать 100%-ную утилизацию сточных вод и работу всей системы ППД по замкнутому технолотическому циклу.

Это усложняет и несколько удорожает систему водоснабжения, так как возникает необходимость специальной подготовки сточных вод, очистки их от нефтепродуктов н взвеси, борьбы с возрастающей коррозией технологического оборудования и водоводов. Однако сточные воды, как правило, содержащие ПАВы, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что должно привести к увеличению нефтеотдачи пласта.

Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от источников воды для закачки в пласт, которыми могут быть:

открытые водоемы (рек, озер, морей);

грунтовые, к которым относятся подрусловые воды;

водоносные горизонты данного месторождения;

сточные воды, состоящие из смеси добытой вместе с нефтью пластовой воды,

воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке нефти, ливневые воды промысловых объектов. Сточные воды загрязнены нефтепродуктами и требуют специальной очистки.

55.Требования, предъявляемые к нагнетаемой в пласт воде.

Используемая для ППД вода не должна вызывать образование нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой, что может привести к закупорке пор, или, как говорят, должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивают в первую очередь следующими параметрами: количеством механических примесей (КВЧ — количество взвешенных частиц), нефтепродуктов, железа и его соединений, дающих при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры пласта, сероводорода (H₂S), способствующего коррозии водоводов и оборудования, микроорганизмов, а также солевым составом воды и ее плотностью.

56.Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Нефтяные месторождения могут разрабатываться на естественных природных режимах. Природным режимом залежи называется совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. Залежь в этом случае может разрабатываться за счет естественной пластовой энергии: напора краевых вод, газа газовой шапки, растворенного газа или под действием силы тяжести самой нефти. Разработка месторождений на естественных природных режимах – это первичные методы, хотя, как правило, в настоящее время этим термином не пользуются.

Под вторичными методами понимают системы разработки с применением искусственного поддержания пластового давления с использованием различных методов заводнения: законтурного, приконтурного, внутриконтурного (разрезание рядами нагнетательных скважин, избирательное, очаговое, площадочное, головное, барьерное).

Вторичные методы на практике подразделяются на традиционные и современные. Под традиционнымипонимают методы стационарного заводнения, применяемые при внедрении первоначально запроектированных систем разработки (линейное разрезание, избирательное или площадочное заводнение, барьерное заводнение). В отличие от этого применяются более прогрессивные, современные вторичные МУН, которые называются гидродинамическими.

Современными методами принято называть все методы объемного воздействия на пласт; исключающие разработку залежей на естественных природных режимах или с применением традиционных вторичных методов стационарного заводнения обычной необработанной водой.

Современные (нетрадиционные) методы разработки залежей нефти можно разделить на вторичные гидродинамические и третичные (Таблица 1, Таблица 2)

Гидродинамические МУН

1. Нестационарное (циклическое) заводнение с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте (НЗ).

2. Ввод недренируемых запасов (ВЗ).

3. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ).

4. Технология оптимальной выработки пласта.

5. Геолого-физические методы (ГФМ), связанные с комплексными технологиями разработки (КТР) залежей с трудноизвлекаемыми запасами (ТЗН).

6. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах.

Третичные МУН

Под третичными понимают методы увеличения нефтеотдачи, не связанные с разработкой месторождений на природных режимах либо с закачкой в пласт обычной необработанной воды.

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией третичные МУН подразделяются на 6 групп:

1. Физико-химические МУН.

2. Физические МУН.

5. Микробиологические МУН.

6. Рудничные методы.

Цель применения этих методов заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить, либо уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов. По своему назначению и способу воздействия известные методы увеличения нефтеотдачи можно распределить следующим образом (табл.5.1).

( Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. В результате такого нестационарного воздействия 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 прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит 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 слоисто-неоднородных или трещинновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышение нефтеотдачи составляет 5 —6 % и более, тогда как на поздней — лишь 1 —1,5%);в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов), которая реально может достигать 0,5 — 0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (среднего расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления — сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь необходимо разделить на — отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов современными насосами позволяет осуществлять процесс без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Полная остановка нагнетательных скважин может потребовать использования высоконапорных насосов, рассчитанных на давления 25 — 40 МПа, или привести к замерзанию скважин и водоводов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.)

58.Метод перемены направления фильтрационных потоков.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Компенсация — отбор

Компенсация отбора закачкой составляет: текущая — 193 %, накопленная — 211 %, В последние годы наметилась тенденция к сокращению отставания фактических значений в годовой добыче нефти от проектной. Это, в первую очередь, связано с выводом из бездействия нескольких высокодебитных скважин и обеспеченностью компенсации жидкости закачкой воды. [1]

Для компенсации отбора газа из газовой шапки необходимо закачивать в скважины воду с таким же темпом. [2]

О компенсации отбора жидкости закачкой воды по полям более достоверно судить по поведению пластового давления. Судя по кривым среднего пластового давления по зонам отбора ( рис. 10), отбор жидкости на южном и северном полях в течение эксперимента практически компенсировался закачкой воды. [3]

Если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды по объекту ( участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнетательных скважин больше нормы текущих отборов жидкости на 30 — 50 % и более, исходя из производительности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин. [4]

Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды по объектам Татарстана и Башкортостана представлена на рис. 6.6. Из рисунка видно, что наиболее высокая компенсация отбора жидкости закачкой воды достигнута в первой стадии разработки до отбора 8 — 10 % начальных балансовых запасов. [5]

При достаточной компенсации отборов нефти закачкой на каком-либо участке в неразбуренной части пласта формируется стационарное поле давления, размер которого, как правило, хотя и отличается от первоначального, но тем не менее слабо меняется во времени. И для вводимых в эксплуатацию скважин неразбуренной части пласта, если предварительно известно в них пластовое давление, учет интерференции будет проводиться по ограниченному числу скважин. [6]

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. [7]

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. [8]

Если имеется дефицит в компенсации отбора жидкости закачкой воды по объекту ( участку), то для его покрытия нормы закачки устанавливаются в технологическом режиме работы нагнетательных скважин больше суммы норм текущего отбора жидкости на 30 — 50 % и более, исходя из мощности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин. [9]

Для определения необходимой величины компенсации отбора жидкости из пласта закачкой вводится коэффициент текущей компенсации ( ггц. [10]

В Башкортостане в девонских отложениях наиболее высокие компенсации отбора жидкости закачкой воды в основной период разработки вплоть до текущей нефтеотдачи 40 % отмечаются на залежах нефти пластов Д-I и Д-IV Шкаповского месторождения. Компенсация отбора жидкости закачкой воды по пласту Д-IV, начиная с 1965 года при текущей нефтеотдаче 27 %, заметно превышает компенсацию по горизонту Д-I. Это обусловлено тем, что приемистость нагнетательных скважин в нижележащем пласте на 20 — 25 % оказалась выше. Учитывая, что на Серафимовском месторождении основной объем воды закачивался через законтурные нагнетательные скважины, то влияние заводнения на обводнение продукции этого месторождения оказалось значительно ниже, чем на Шкаповском месторождении. [11]

Несмотря на меньший фонд нагнетательных скважин, компенсация отбора закачкой составляет: текущая — 107 %, накопленная — 121 %, что связано с высокой приемистостью нагнетательных скважин. Разработка объекта происходит с небольшим превышением фактических показателей над проектными при более меньшем фактическом фонде добывающих скважин. Это объясняется высокими фактическими дебитами скважин и пониженной, по сравнению с проектом, обводненностью продукции скважин. При дальнейшей разработке данного объекта необходимо вывести из бездействия добывающие и нагнетательные скважины и, по возможности, рассмотреть вопрос о разукрупнении объекта. [12]

При внутриконтурном заводнении, как правило, для компенсации отбора закачкой применяется более высокое давление нагнетания, чем при законтурном, что связано с проявлением фазовых проницаемос-тей при закачке пресных вод в чисто нефтяную зону. [13]

Последнее, очевидно, связано с изменением условий компенсации отборов закачкой. Эффект, оцененный по характеристикам вытеснения, составил 10 36 тыс. т нефти. [14]

При этом определенная часть закачки газа идет на компенсацию отбора закачанного газа и фактически расходуется вхолостую. [15]

Компенсация — отбор

Компенсация отбора закачкой составляет: текущая — 193 %, накопленная — 211 %, В последние годы наметилась тенденция к сокращению отставания фактических значений в годовой добыче нефти от проектной. Это, в первую очередь, связано с выводом из бездействия нескольких высокодебитных скважин и обеспеченностью компенсации жидкости закачкой воды.
Для компенсации отбора газа из газовой шапки необходимо закачивать в скважины воду с таким же темпом.
О компенсации отбора жидкости закачкой воды по полям более достоверно судить по поведению пластового давления. Судя по кривым среднего пластового давления по зонам отбора ( рис. 10), отбор жидкости на южном и северном полях в течение эксперимента практически компенсировался закачкой воды.
Если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды по объекту ( участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнетательных скважин больше нормы текущих отборов жидкости на 30 — 50 % и более, исходя из производительности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин.
Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды по объектам Татарстана и Башкортостана представлена на рис. 6.6. Из рисунка видно, что наиболее высокая компенсация отбора жидкости закачкой воды достигнута в первой стадии разработки до отбора 8 — 10 % начальных балансовых запасов.
При достаточной компенсации отборов нефти закачкой на каком-либо участке в неразбуренной части пласта формируется стационарное поле давления, размер которого, как правило, хотя и отличается от первоначального, но тем не менее слабо меняется во времени. И для вводимых в эксплуатацию скважин неразбуренной части пласта, если предварительно известно в них пластовое давление, учет интерференции будет проводиться по ограниченному числу скважин.
Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.
Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.
Если имеется дефицит в компенсации отбора жидкости закачкой воды по объекту ( участку), то для его покрытия нормы закачки устанавливаются в технологическом режиме работы нагнетательных скважин больше суммы норм текущего отбора жидкости на 30 — 50 % и более, исходя из мощности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин.
Для определения необходимой величины компенсации отбора жидкости из пласта закачкой вводится коэффициент текущей компенсации ( ггц.
В Башкортостане в девонских отложениях наиболее высокие компенсации отбора жидкости закачкой воды в основной период разработки вплоть до текущей нефтеотдачи 40 % отмечаются на залежах нефти пластов Д-I и Д-IV Шкаповского месторождения. Компенсация отбора жидкости закачкой воды по пласту Д-IV, начиная с 1965 года при текущей нефтеотдаче 27 %, заметно превышает компенсацию по горизонту Д-I. Это обусловлено тем, что приемистость нагнетательных скважин в нижележащем пласте на 20 — 25 % оказалась выше. Учитывая, что на Серафимовском месторождении основной объем воды закачивался через законтурные нагнетательные скважины, то влияние заводнения на обводнение продукции этого месторождения оказалось значительно ниже, чем на Шкаповском месторождении.
Несмотря на меньший фонд нагнетательных скважин, компенсация отбора закачкой составляет: текущая — 107 %, накопленная — 121 %, что связано с высокой приемистостью нагнетательных скважин. Разработка объекта происходит с небольшим превышением фактических показателей над проектными при более меньшем фактическом фонде добывающих скважин. Это объясняется высокими фактическими дебитами скважин и пониженной, по сравнению с проектом, обводненностью продукции скважин. При дальнейшей разработке данного объекта необходимо вывести из бездействия добывающие и нагнетательные скважины и, по возможности, рассмотреть вопрос о разукрупнении объекта.
При внутриконтурном заводнении, как правило, для компенсации отбора закачкой применяется более высокое давление нагнетания, чем при законтурном, что связано с проявлением фазовых проницаемос-тей при закачке пресных вод в чисто нефтяную зону.
Последнее, очевидно, связано с изменением условий компенсации отборов закачкой. Эффект, оцененный по характеристикам вытеснения, составил 10 36 тыс. т нефти.
При этом определенная часть закачки газа идет на компенсацию отбора закачанного газа и фактически расходуется вхолостую.

Расчеты, проведенные на основании динамики пластовых давлений и компенсации отбора закачкой по куполам, свидетельствует о том, что перетоки между куполами незначительны. Это позволяет рассматривать купола как самостоятельные объекты, поэтому при анализе разработки месторождение условно разделено на два поля ( северное и южное) линией, проходящей через скв.
В меньшей степени на КИЗ влияют жесткость системы заводнения и компенсация отбора закачкой, поскольку их коэффициенты регрессии незначительны.
Сравнительная характеристика показателей разработки участков геолого-промысловых исследований по месторождениям.| Сравнительные технологические показатели участков исследований. При этом по участку отмечается более высокая жесткость заводнения и меньшая компенсации отборов закачкой.
Иногда при наличии на месторождении газовой шапки потери нефти даже при условии компенсации отбора вторжением воды из законтурной области могут явиться следствием чрезмерного отбора газа из газовой шапки и вторжением нефти в нее.
При определении вариантов способа частичного поддержания пластового давления важное значение имеет степень компенсации отбора газрконденсатной смеси из залежи за счет нагнетания части отсепарированного газа, которая характеризуется так называемым коэффициентом возмещения Квоз.
Карбонатные пласты турнейского яруса разрабатывались при естественном режиме истощения пластовой энергии, а компенсация отбора закачкой воды производится пока только по отдельным очагам.
Для сокращения отбора попутной воды необходимо стремиться к тому, чтобы на завершающей стадии разработки компенсация отбора жидкости закачкой воды не превышала 100 %, а средневзвешенное пластовое давление уменьшилось бы до начального. Для этого необходимо, например для эксплуатационных объектов Туймазинского и Шкаповского месторождений, в первую очередь, сократить или прекратить нагнетание воды в законтурную часть. На залежах, разрабатываемых при естественном водонапорном режиме, например в случае с пластом Д-IV Серафимовского месторождения, сокращение ВНФ рекомендуется осуществлять путем регулирования отбора жидкости.
Стабилизация пластового давления в разрабатываемых верхнемеловых залежах ЧИАССР обычно достигается при 80 — 90 % компенсации отбора жидкости ( в пластовых условиях) нагнетаемой воды.
Внедрение нестационарного заводнения на месторождениях, вступивших в позднюю стадию с высокой обводненностью продукции, выравнивает компенсацию отбора жидкости из пласта закачкой воды. На многих месторождениях Урало-Повол — жья этот показатель оказывается завышенным.
Для терригенных пластов бобриковского горизонта наряду с существованием аналогичных, уже описанных для девонских залежей нефти сложностей разработки компенсация отбора заводнением была проведена с запозданием.
Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды по объектам Татарстана и Башкортостана представлена на рис. 6.6. Из рисунка видно, что наиболее высокая компенсация отбора жидкости закачкой воды достигнута в первой стадии разработки до отбора 8 — 10 % начальных балансовых запасов.
Техника и технология ППД закачкой воды связана с некоторыми понятиями и определениями, которые характеризуют процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой, сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих скважин и др. К числу таких характеристик относится количество нагнетаемой воды.
Увеличение фонда нагнетательных скважин с низкой приемистостью, вовлечение в разработку участков со слабопроницаемыми коллекторами, повышение требований к технике и технологии компенсации отборов закачкой воды в продуктивные пласты на современном этапе коренным образом изменили требования к самой системе поддержания пластового давления и процессам, связанным с регулированием разработки нефтяных площадей.

При изучении влияния плотности сетки скважин на уровень добычи жидкости и нефтеотдачу представляется целесообразным сопоставление опытных полей по следующим безразмерным зависимостям; 1 / изменение компенсации отбора жидкости закачкой воды; 2 / изменение удельного коэффициента приемистости нагнетательных скважин; изменение коэффициентов охвата пласта заводнением и равномерности заводнения пласта по мощности [10]; 3 / изменение темпов отбора нефти и жидкости, обводненности добываемой жидкости, водонефтяного фактора, текущей нефтеотдачи.
Несмотря на наличие значительного фонда нагнетательных скважин с низкой приемистостью, особенно по Лас-Еганскому, Ни-вагальскому и Покамасовскому месторождениям, по объектам разработки этих месторождений обеспечивается высокая компенсация отборов жидкости закачкой.
По отношению к нефтяной залежи Белокаменного месторождения можно отметить еще слишком высокое принимаемое соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин ( 5: 1) при планируемой стопроцентной компенсации отборов жидкости нагнетаемой водой и имеющихся уже фактах прорывов последней в добывающие скважины.
Аналогичная картина наблюдалась по пласту А5 б Южно-Балыкского месторождения, где трехрядная блоковая система была преобразована в семирядную за счет возврата скважин с нижележащих объектов и объемы закачки не обеспечивали компенсации отбора жидкости.
Оказалось, что необходимым условием успешной реализации форсированного отбора жидкости является внедрение его не на отдельных, а на группе компактно размещенных скважин с близкой обводненностью продукции при условии обеспечения компенсации отбора жидкости закачкой воды с учетом интерференции скважин.
Когда генератор работает с отбором горячего воздуха для обогрева машинного зала ( допускается обычно отбор до 15 % суммарного расхода воздуха через генератор), необходимо обеспечить подачу соответствующего количества воздуха для компенсаций отбора. Горячий воздух выводится из патрубков воздухоохладителей дли из корпуса статора по специальным кожухам и затем через верхнее перекрытие генератора попадает в машинный зал.
Допустим, что необходимо рассчитать, как будет изменяться добыча нефти qH ( t) из месторождения в целом при различных уровнях отбора из него жидкости qx ( t) при условии соответствующей компенсации отборов закачкой воды. Если речь идет о том, что показатели разработки требуется рассчитать на сравнительно небольшой период времени, меньший периода предыдущей разработки, то фактическую зависимость v V ( T) можно экстраполировать.
Однако последующее время отмечается быстрый рост обводнеи-ноств добываемой продукции, которая в конце 1982 г. достигла 7856 ( см. рис 4.3 h Рост обводненности добываемой продукции связан с ростом отбора жидкости из скважин 0 компенсации отбора жидкое аакачкой воды лучше всего судить по поведению среднего пластового давления. Данные по исследованию пластового давления на опытном участке очень незначительны, поэтому проследить за поведением изменения пластового давления не представляется возможным.
МПа за 2000 г. Распределение пластового давления внутри залежи имеет следующую картину: южный блок — 22 2 МПа, центральный блок — 20 9 МПа, северный блок 20 9 МПа, что подтверждает недостаточность компенсации отборов жидкости и падение добычи нефти по центральному и северному блокам.
Причинами отставания фактических показателей разработки от проектных по Горному месторождению являются: отставание разбуривания фонда добывающих и нагнетательных скважин ( несмотря на больший фактический дебит скважин по нефти), а также необеспечение проектных значений по текущей и накопленной компенсации отбора нефти закачкой воды.
Таким образом, увеличение отбора жидкости путем форсированного отбора привело к увеличению отбора жидкости и в целом по пласту гд, что говорит о практическом отсутствии интерференции скважин при разработке коллекторов с развитой системой заводнения и при наличии компенсации отборов жидкости закачкой воды.
Комплекс программ формального отнесения добывающих скважин к очагам нагнетательных ( с учетом наличия зон отсутствия коллектора, интенсивности закачки и отбора, экранирования нагнетательных скважин друг другом); гидродинамического расчета ( методом последовательных приближений) распределения отборов и закачки по пластам в скважинах и компенсации отбора закачкой. При расчете определения отборов и закачки учитываются фильтрационные характеристики пластов и флюидов, интенсивность закачки по пластам и влияние законтурной зоны.
Анализ разработки 121 объекта разработки на 79 месторождениях Западной Сибири, проведенный ВНИИ в 1991 г. ( авторы: И.Д. Амелин, В.А. Бочаров и др.) по обоснованию минимального пластового давления, обеспечивающего проектные уровни отбора жидкости и повышающего эффективность ремонтных работ в скважинах при разработке нефтяных месторождений с заводнением и характерным особенностям связи текущего пластового давления с текущей и накопленной компенсацией отбора закачкой показал, что такой подход к разработке применялся почти повсеместно, а часто просто превалировал, невзирая ни на стадию разработки, ни на систему воздействия на пласт, ни на геолого-промысловую характеристику и ее изменчивость по площади и разрезу.
В связи с тем, что в последние годы принята концепция ограничения отбора жидкости по высокопродуктивным обводненным пластам за счет применения различных геолого-технических мероприятий, с одновременным ограничением закачки воды, переводом нагнетательных скважин с высокопродуктивных пластов на менее продуктивные, не вовлеченные в разработку пласты, при разработке многопластовых объектов типа Ромашкинского месторождения особое внимание при форсированном отборе должно уделяться вопросам компенсации отборов жидкости закачкой воды.
Компенсация отборов закачкой по пластам более равномерная. Это позволяет интенсивно вырабатывать запасы, особенно из VI пласта, но и здесь отмечается некоторое отставание темпов отбора.

В настоящее время западное поле практически выработано, а на восточном поле фонтанным способом эксплуатируется восемь скважин. Компенсация отбора закачкой не достигнута, но пластовое давление остается выше давления насыщения.

Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды

Техника и технология ППД закачкой воды связана с некоторыми понятиями и определениями, которые характеризуют процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой, сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих скважин и др. К числу таких характеристик относится количество нагнетаемой воды. При искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям, г. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды, а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям:

, (3.1)

Q_наг — объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м 3 /г); b_в — объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления (для обычных пластовых температур и давлений b_в = 1,01); Qн — объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти); b_н — объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления. (Для каждого конкретного пласта b_н определяется экспериментально на установках pVT или приближенно рассчитывается по статистическим формулам. Обычно b_н = 1,05 — 1,30, но иногда достигает величины 2,5 для нефтей грозненских месторождений верхнего мела); Q_в — объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях; b_в ‘ — объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента для пресной воды; Q_ут — объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); k — коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов и по другим технологическим причинам. Обычно коэффициент k = 1,1 — 1,15.

Из уравнения (3.1) находят расход нагнетаемой воды Q_наг. Очевидно, число нагнетательных скважин n_наг, их средний дебит q_наг и расход нагнетаемой воды Q_наг связаны соотношением

. (3.2)

Если по результатам опытной эксплуатации нагнетательных скважин или по результатам расчета известен их дебит q_наг, то из (3.2) определяют необходимое число нагнетательных скважин n_наг. Если n_наг предопределено схемой размещения скважин, то из (3.2) определяют средний дебит нагнетательной скважины q_наг, который зависит от гидропроводности пласта в районе нагнетательной скважины и от репрессии, т. е. от величины давления нагнетания воды.

Дебит нагнетательной скважины находят гидродинамическими расчетами всей системы добывающих и нагнетательных скважин или приближенно по формуле радиального притока, преобразованной для репрессии. Давление нагнетания и дебиты должны находиться в технически осуществимых пределах и не должны превышать возможностей технологического оборудования. Некоторое регулирование этих величин возможно воздействием на призабойную зону нагнетательных скважин для улучшения их поглотительной способности (кислотные обработки, гидроразрывы и др.).

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.

Коэффициент текущей компенсации

. (3.3)

— отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если m_т 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При m_т = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации

. (3.4)

Числитель в (3.4) — суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель — суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом, если m_н 1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано.

Рис. 3.2. Изменение давления вдоль линии нагнетания

В технологии добычи нефти часто пользуются такими понятиями, как «давление на линии нагнетания» и «давление на линии отбора». Введение этих понятий упрощает физическую картину фильтрации жидкости от линии расположения нагнетательных скважин к рядам добывающих скважин, а также позволяет однозначно характеризовать депрессию обусловливающую приток жидкости к линиям отбора. Давление на линии нагнетания — это среднеинтегральное давление в пласте вдоль линии нагнетательных скважин. Вокруг нагнетательных скважин образуются репрессионные воронки, обращенные вверх с наибольшим давлением (вершина воронки) на забоях нагнетательных скважин (рис. 3.2). На рисунке ординаты заштрихованной части эпюры — абсолютные величины давлений в пласте, изменяющиеся вдоль S. Средняя ордината, т. е. высота рн прямоугольника длиной S и площадью РнS, — среднеинтегральное давление.

. (3.13)

, (3.14)

где F — заштрихованная площадь эпюры давлений.

Забойные давления нагнетательных скважин могут быть различны. Закон распределения давления вокруг забоя скважин близок к логарифмическому. Используя формулу для распределения давления при радиальном течении, можно построить кривые распределения давления между нагнетательными скважинами. Таким образом, по эпюре распределения давления вдоль линии нагнетания в реальном конкретном случае может быть определена площадь эпюры F, а по формуле (3.14) найдено давление на линии нагнетания. Существуют весьма простые расчетные методы определения давления на линии нагнетания, однако эти методы справедливы только при одинаковых забойных давлениях во всех нагнетательных скважинах, равных расстояниях между скважинами и однородном пласте. Расчетная формула имеет вид

(3.15)

где Рн — давление на забоях нагнетательных скважин (во всех скважинах одинаковое); Q — суммарный дебит нагнетательного ряда;

— внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательного ряда.

Здесь μ — вязкость воды; k — проницаемость; h — толщина пласта; n — число скважин в ряду; σ — половина расстояния между нагнетательными скважинами; r_пр — приведенный радиус нагнетательной скважины.

Рис. 3.3. Изменение давления вдоль линии отбора

Давление на линии отбора определяется аналогично, т. е. как среднеинтегральное давление вдоль линии добывающих скважин. В добывающих скважинах депрессионная воронка обращена вершиной вниз (рис. 3.3). Давление на линии отбора равно

(3.16)

, где F — площадь заштрихованной эпюры.

При аналитических расчетах

где Р_с — давление на забоях добывающих скважин данного ряда (одинаковые во всем ряду); Q — дебит добывающих скважин данного ряда, расположенных в пределах длины S.

Среднее давление на линии нагнетания меньше забойных давлений в нагнетательных скважинах (Р_н ‘ ‘ > P_с). Величина Р_н ‘ — P_с ‘ = ΔР, называется депрессией между линией нагнетания и линией отбора. От величины этой депрессии зависит дебит добывающих рядов скважин, который увеличивается с ростом ΔР. Увеличение депрессии может быть достигнуто как за счет увеличения давления на линии нагнетания рн, так и за счет снижения давления на линии отбора P_с.

185.238.139.36 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)
очень нужно