Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

Водонапорный режим1

С момента начала распространения депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта (ВНК) в законтурную водо­ носную область вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Когда наступает равно­ весие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступле­ нием в пласт краевых или подошвенных вод при пластовых тер­ модинамических условиях, проявляет себя водонапорный ре­ жим, который еще называют жестким водонапорным вследствие равенства количеств отобранной жидкости (нефти, воды) и вторгшейся в залежь воды. Существование его связывают с на­ личием контура питания и с закачкой в пласт необходимых объ­ емов воды для выполнения этого условия. В естественных усло­ виях такой режим в чистом виде не встречается, однако его выделение способствует успешному и достаточно надежному проектированию процесса извлечения нефти. Нарушение равно­ весия между отбором жидкости и поступлением воды приводит к тому, что начинают играть роль энергии других видов: при увеличении поступления воды — энергия упругости; при умень­ шении поступления воды (увеличении отбора) и снижении дав­ ления ниже давления насыщения — энергия расширения раство­ ренного газа. При водонапорном режиме нефть в пласте нахо­ дится в однофазном состоянии; выделения газа в пласте не происходит, как и при упругом режиме.

Режим растворенного газа

Режим растворенного газа обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давле­ ния ниже давления насыщения. Снижение давления ниже зна­ чения рн сопровождается выделением из нефти ранее растворен­ ного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа сегрегирует (всплывает), накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку. Режим растворенного газа в чистом виде может проявиться в пласте, содержащем нефть, полностью насыщенную газом (начальное давление рпл=рн). Этот режим протекает в две фазы. В течение первой фазы депрессионная воронка каждой скважины расширяется до слия­ ния с воронками других скважин или до естественной границы пласта (контура нефтеносности). Во второй фазе происходит общее снижение давления в залежи и на линиях слияния депрессионных воронок или на границе пласта. Для него харак­ терны высокий темп снижения пластового давления (отборов нефти) и непрерывное изменение газового фактора (отношение расхода добываемого газа, приведенного к стандартным усло­

виям, к расходу дегазированной нефти): вначале увеличение ДЬ максимального значения, затем уменьшение. Если залежь ха­ рактеризуется некоторым превышением начального давления Рпл над давлением ри, то в начальный период при снижении дав­ ления до значения рн она работает за счет энергии упругости либо за счет энергий упругости и напора вод. Если р3< р н, то энергия расширения газа сочетается с этими энергиями.

Газонапорный режим

Газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преиму­ щественным проявлением энергии расширения сжатого свобод­ ного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скоп­ ление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму за­ лежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). В зависимости от состояния давления в газовой шапке разли­ чают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.

При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте (ГНК) вслед­ ствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается.

Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим в чистом виде возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа или же в случае значительного превышения запасов газа над запасами нефти (в объемных единицах при пластовых усло­ виях), когда давление в газовой шапке уменьшается незначи­ тельно по мере отбора нефти.

В условиях проявления газонапорного режима начальное давление рПл (на уровне ГНК) равно давлению рн. Поэтому при создании депрессии давления происходит выделение растворен­ ного газа и нефть движется по пласту за счет энергии его рас­ ширения. Часть газа сегрегирует в повышенные зоны и попол­ няет газовую шапку. Это способствует замедлению темпов сни­ жения пластового давления, а также обусловливает малое значение газового фактора для скважин, удаленных от ГНК. Скважины, расположенные вблизи Г-НК, характеризуются очень высоким значением газового фактора вследствие прорывов газа.

Гравитационный режим

Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда дей­ ствует только потенциальная энергия напора нефти (гравита­ ционные силы), а остальные энергии истощились. Выделяют такие его разновидности:

1)гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по паде­ нию крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные ча­ сти; дебиты скважин небольшие и постоянные;

2)гравитационный режим с неподвижным контуром нефте­ носности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пла­ ста; дебиты скважин меньше дебитОв при напорно-гравитацион­ ном режиме и со временем медленно уменьшаются.

Смешанные режимы

Режим, при котором возможно одновременное проявление энер­ гий растворенного газа, упругости и напора воды, называют сме­ шанным. Ёго рассматривают зачастую как вытеснение гази­ рованной нефти (смеси нефти и свободного газа) водой при сни­ жении р3 ниже рн. Давление на контуре нефтеносности может равняться рн или быть выше его. Такой режим протекает в не­ сколько фаз: сначала проявляется энергия упругости нефти и породы, затем подключается энергия расширения растворенного газа и дальше — энергия упругости и напора водонапорной об­ ласти. К такому сложному режиму относят также сочетание газо- и водонапорного режимов (газоводонапорный режим), ко­ торое иногда наблюдается в нефтегазовых залежах с водона­ порной областью. Особенность такого режима — двухстороннее течение жидкости: на залежь нефти одновременно наступает ВНК и ГНК, нефтяная залежь потокоразделяющей поверх­ ностью (плоскостью; на карте линией) условно делится на зону, разрабатываемую при газонапорном режиме, и зону, разраба­ тываемую при водонапорном режиме.

Обобщение и реализация режимов

Режимам работы нефтяных залежей дают также дополнитель­ ные характеристики. Различают режимы с перемещающимися и неподвижными контурами нефтеносности. К первым относят во­ донапорный, газонапорный, напорно-гравитационный и смешан­ ный режимы, а ко вторым — упругий, режим растворенного газа и гравитационный со свободной поверхностью нефти. Водо-, га­ зонапорный и смешанный режимы называют режимами вытес­ нения (напорными режимами), а остальные — режимами исто­ щения (истощения пластовой энергии).

Названные выше режимы рассмотрены в плане их естествен­ ного проявления (естественные режимы). Природные условия залежи лишь способствуют развитию определенного режима ра­ боты. Конкретный режим можно установить, поддержать или

заменить другими путем изменения темпов отбора и суммар­ ного отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т. д. Например, поступление воды отстает от отбора жидко­ сти, что сопровождается дальнейшим снижением давления в за­ лежи. При вводе дополнительной энергии создаваемые режимы работы залежи называют искусственными (водо- и газона­ порный).

На основании изучения опыта разработки залежей страны М. М. Иванова установила, что естественный водонапорный или активный упруговодонапорный режим характерен для многих залежей в Куйбышевской, Саратовской и Волгоградской обла­ стях, Чечено-Ингушетии, Ставропольском крае, Восточной Ук­ раине, Туркмении. Преимущественно водонапорный режим свой­ ствен и некоторым залежам Азербайджана, Эмбинского района, Узбекистана, Таджикистана. Искусственный водонапорный ре­ жим в разных масштабах применяют практически во всех неф­ тегазодобывающих районах страны в основном в начале раз­ работки залежей, а после отбора значительной части запасов— главным образом на месторождениях южных районов СССР

(Азербайджан, Средняя Азия, Северный Кавказ). В Татарии, Башкирии, Пермской и Оренбургской областях, Западной Си­ бири, Коми АССР, Сахалинской области, Западном Казахстане, Белоруссии залежей, разрабатываемых при естественном водо­ напорном режиме, .почти нет. При малоэффективных естествен­ ных режимах (газонапорном, растворенного газа, гравитацион­ ном) в настоящее время разрабатываются некоторые залежи в южных районах страны, в Башкирии (в Предуральском про­ гибе), на Сахалине, в Коми АССР. Для этих залежей искус­ ственный водонапорный режим не мог быть применен в связи с весьма малой проницаемостью коллекторов или высокой вяз­ костью нефти.

§ 1.3. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ

Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки — нефтеотдача (степень пол­ ноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом неф­ теотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения), причем различают конечный, текущий и проектный коэффици­ енты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефте­ отдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеот­ дачи — это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запа-

сам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от ко­ нечного (фактического) тем, что он обосновывается и планиру­ ется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

На основании экспериментальных и статистических промыс­ ловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеот­ дачи в зависимости от режимов работы залежей могут прини­ мать такие значения:

Так как напорные режимы характеризуются высокими ко­ нечными коэффициентами нефтеотдачи, а также высокими тем­ пами отбора нефти, то часто с самого начала разработки це­ лесообразно изменить естественный режим и принудительно создать в залежи водонапорный или менее эффективный газо­ напорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. При вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается не­ подвижным газом.

При напорных режимах, учитывая физическую сторону про­ цесса вытеснения нефти и реальное движение жидкости к си­ стеме скважин, коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения) г\ представляют (по предложению А. П. Крылова) как произведе­

агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области. Как известно из физики пласта, коэффициент вы теснения зависит в основном от кратности промывки (отноше­ ния объема прокачанного рабочего агента к объему пор), отно­ шения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффици­ ента проницаемости, распределения размера пор и характера смачиваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницае­ мых пористых средах при малой вязкости нефти, по данным М. Л. Сургучева, коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8—0,9. В слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5—0,65, а в гидрофобных пластах — не более 0,25—0,4. Вместе с тем, при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давле­ ния, углекислым газом и мицеллярным раствором, т. е. при уст­ ранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95—0,98.

Под коэффициентом охвата т]0 понимается отношение объ­ ема породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефте­ содержащей породы. Он характеризует потери нефти по тол­ щине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добываю­ щих скважин, разрезающих рядов нагнетательных скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабо­ проницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застой­ ных зонах, которые контактируют непосредственно с обводнен­ ными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20—80 %, су­ щественно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и про­ пластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути уп­ равления которыми в настоящее время известны или изучаются, ибо большая доля запасов нефти все же остается в пласте. Уве­ личение коэффициента нефтеотдачи — актуальная и важная на­ роднохозяйственная задача, на решение которой направлены усилия нефтяников.

§ 1.4. СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В настоящее время в СССР около 90 % ежегодно добываемой нефти извлекают из месторождений, где нефть вытесняется во­ дой. Поэтому в качестве основной рассмотрим структурную схему производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений с заводнением (рис. 1.1).

Природный источник сырья (нефти, газа) — нефтяная за­ лежь (НЗ). Доступ в залежь обеспечивается посредством мно­

лифтное оборудование и предназначенные для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды; 2) нагнетательные (НС), имеющие оборудование для централизованного или индивиду­ ального обслуживания и предназначенные для нагнетания в пласт воды, пара, газа или различных растворов; 3) специаль­ ные для выполнения особых работ и исследований.

В настоящее время используют три основных способа до­ бычи нефти: фонтанный, газлифтный и насосный.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Поэтому фонтанный способ наиболее экономичный и обычно как естест­ венный способ характерен для вновь открытых, энергетически

тации скважин с использованием электровинтовых, электродиафрагменных, гидропоршневых насосов и т. д.

Добываемую нефть — нефть, извлекаемую из нефтяной за­ лежи и содержащую в различных соотношениях нефтяной газ,

добываемая нефть по промысловым нефтетрубопроводам (ПНТП) поступает на групповые замерные газосепарационные установки (ГЗСУ). При большом количестве отсспарированный газ подается под собственным давлением через дожимную ком­ прессорную станцию (ДКС) дальним потребителям — газотран­ спортному предприятию (ГТП) или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), либо на собственные нужды нефтегазодобываю­ щего предприятия. Обычно после замерных установок газ сме-

ных кустовых насосных станций (БКНС) закачивают по си­ стеме промысловых водотрубопроводов (ПВТП)'в нагнетатель­ ные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти.

В зависимости от конкретных условий месторождения от­ дельные элементы рассмотренной структурной схемы могут отсутствовать или изменяться. Например, при естественном во­ донапорном режиме попутную воду очищают и закачивают в глубинные пласты для захоронения с целью охраны окружаю­ щей среды. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные вещества (полимеры, поверхностно­ активные вещества и т. п.). С этой целью в схему дополнительно вводят дозаторные и другие установки. При создании искусст­ венного газонапорного режима вместо воды в залежь закачи­ вают газ. Процесс аналогичный, только дополнительно в схему включают установки подготовки и закачки газа.

На различных стадиях организации и осуществления основ­ ного производственного процесса добычи нефти применяются разнообразные технологические процессы. Классификация их может быть разной. В основном принята такая разбивка:

освоение скважины (компоновка низа и перфорация ко­ лонны; вызов притока флюидов из нефтяного пласта; восстанов­ ление и увеличение проницаемости призабойной зоны пласта); исследование и установление оптимального режима работы

скважин; подземный ремонт скважин;

ликвидация осложнений при эксплуатации наземного нефте­ промыслового оборудования;

воздействие на залежь [поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи продуктивных пластов).

В целом весь процесс добычи можно разделить на три части: разработка нефтяного месторождения (осуществление движе­ ния флюидов по пласту и управление ими), включающая за­ качку воды (газа) в залежь;

подъем флюидов с забоев добывающих скважин на поверх­ ность (технология и техника эксплуатации скважин);

сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и попутной воды.

Втакой же последовательности они будут и рассмотрены.

§1.5. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

И ЗАЛЕЖЕЙ

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки нефтяных ме­ сторождений определяют: порядок ввода эксплуатационных объ­ ектов многопластового месторождения в разработку: сетки раз­ мещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их

в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Следует различать системы разработки мно­ гопластовых месторождений и отдельных залежей (однопласто­ вых месторождений).

Системы разработки многопластовых месторождений. Выделение эксплуатационных объектов

В многопластовом месторождении выделяется несколько про­ дуктивных пластов. Продуктивный пласт может разделяться на пропластки, прослои пород-коллекторов, которые развиты не по­ всеместно. Надежно изолированный сверху и снизу непроницае­ мыми породами отдельный пласт, а также несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассмат­ риваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки. Это понятие служит синони­ мом понятия залежь. Эксплуатационный объект (объект разра­ ботки)— это элементарный объект или совокупность элемен­ тарных объектов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации. Эксплуатационные объекты выделяют на ос­ нове геологического, технологического и экономического анали­ зов в период проектирования разработки. При решении вопро­ сов выделения эксплуатационных объектов рекомендуется учи­ тывать следующее: диапазон нефтегазоносности по разрезу (толщину продуктивного разреза); число продуктивных пластов в разрезе; глубину залегания продуктивных пластов; толщину промежуточных непродуктивных пластов и наличие зон слияния продуктивных пластов; положение водонефтяных контактов по пластам, совпадение залежей в плане; литологическую характе­ ристику продуктивных пластов; коллекторские свойства (осо­

верхностных условиях; запасы нефти по пластам.

Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в единый объект, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом способов регулирования баланса пластовой энергии, контроля и регули­ рования процесса разработки, а также технических средств до­ бычи нефти. Затем определяют экономическую эффективность различных вариантов сочетания отдельных пластов в эксплуа­ тационные объекты. Научно обоснованное выделение эксплуата­ ционных объектов служит важным рычагом экономии и повы­ шения эффективности разработки.

В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объек­ тов в разработку выделяют две группы систем разработки мно­