книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

ласть двухфазного равновесия жидкой и газовой фазы; Б —область двухфазного равновесия двух жидких фаз; В — об­ ласть ретроградного расслоения двух жид­ ких фаз; I — область неограниченной рас­ творимости жидкого н-гексадекана и жид­ кой фазы воды; II — область неограничен­ ной растворимости жидкого н-гексадекапа и газовой фазы воды; III —область неог­ раниченной растворимости газовой фазы н-гексадекана и газовой фазы воды

твора до атмосферной полностью выделяет всю растворенную

вней нефть. Критическая температура растворения снижается

впористой среде на 10—20 °С, а при добавке к воде углекис­ лого газа в объемном соотношении 1:5 (в атмосферных усло­ виях) до 250 °С. Сопоставительными лабораторными опытами вытеснения нефти водой с поинтервальным ступенчатым повы­ шением температуры закачиваемой воды установлено, что сум­ марный коэффициент вытеснения повышается до 0,67 при тем­

Насыщенный водяной пар как терморастворитель нефти дей­ ствует во всей области его существования в интервале темпера­ тур 100—370 °С и давлений от атмосферного до 22 МПа. Од­ нако коэффициент охвата пласта для горячей воды выше, чем для параПар как маловязкий рабочий агент обычно движется у кровли пласта. Охват паром по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5—0,9. Коэффициент нефтеотдачи при этом достигает 0,3—0,35.

Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на за­ бое скважины. Создать надежные с требуемой характеристикой забойные теплогенераторы пока не удается. Недостаток поверх­

Температура в стволе нагнетательной скважины для одно­ фазного горячего теплоносителя (как жидкого, так и газообраз­ ного) обычно понижается с глубиной (рис. 3.7) и может быть вычислена, например, по формуле Э. Б. Чекалюка:

приведенная к устью скважины температура нейтрального слоя Земли (среднегодовая температура), °С; Ту — температура теп­

обмена между потоком теплоносителя и окружающей средой, м-1; Хт — средний коэффициент теплопроводности окружающей поток среды, кДж/(м*ч-°С); q — объемный расход теплоноси­ теля, м3/ч; рт— плотность теплоносителя, кг/м3; ср— массовая теплоемкость теплоносителя при постоянном давлении, кДж/ /(кг-°С); ат— средний коэффициент температуропроводности окружающей поток среды, м2/ч; d0— диаметр трубы, по кото­ рой ведется закачка, м.

и охлаждается при z> z0, максимальная величина охлаждения приближается к значению АГ0= —Г/рт> где z0 — глубина точки инверсии температурной кривой. Увеличить ZQ м о ж н о уменьше­ нием рт (см. рис. 3.7, кривые 1 и 2) или повышением Ту (см. рис. 3.7, кривая 3), т. е. увеличением расхода q и продолжи­ тельности закачки t. На заданной глубине T(t) возрастает, че­ рез 50—100 сут практически стабилизируется и становится меньше Ту примерно на 6, 10 и 13 % при глубине залегания соответственно 500, 1000 и 1500 м. Такие же приблизительно значения принимает и величина теплопотерь. При закачке го­ рячей воды ее приходится нагревать на поверхности на 30— 50 °С (в зависимости от глубины) выше проектной забойной температуры. Температура влажного пара возрастает с глуби­ ной и становится выше Ту на 30—40 °С. Так как температура влажного пара зависит только от давления (см. уравнение Руша), то рост давления с глубиной за счет массы теплоноси­ теля с учетом гидравлических потерь приводит к увеличению температуры. При этом все теплопотери в стволе компенсиру­ ются постепенной конденсацией пара (теплотой конденсации),

т.е. возрастанием его влажности.

Сувеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для умень­ шения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с доста­ точно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100—200 м между нагнета­ тельными и добывающими скважинами, перфорируют сква­

жины в средней части пласта, обеспечивают максимально воз­ можный темп нагнетания теплоносителя (пара 100—250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Теплопотери в стволе скважины ограничивают область при­ менения методов закачки пара и горячей воды на глубины за­ легания пласта до 700—1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700—1800 и из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноси­ тель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3—0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

При пароциклических обработках (стимуляции) добываю­ щих скважин в скважину в течение 15—25 сут закачивают пар

щении ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважи­ нам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5—15 % запасов нефти (коксоподобные остатки наи­ более тяжелых ее фракций). На это требуется 300—500 м3 воз­ духа. Для перемещения теплоты в область впереди фронта го­ рения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха (л/м3) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2—3 л/м3) и сверхвлажное (более 2— 3 л/м3) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5—3 раза), возрастанию скорости движе­ ния фронта (в 1,5—2 раза) и снижению температуры (от 500— 540 до 260 °С). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газооб­ разных продуктов горения (содержат до 10—20 % СОг) и др. Охват по толщине составляет 0,6—0,7, а нефтеотдача —0,4—0,6, причем это в 2—3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими 'методами при вязкости нефти около 100 мПа • с.

Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в течение первых ме­ сяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по даннным анализов газа и температуры в добывающих сква­ жинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: а) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на ка­ беле и обдувается воздухом; б) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); смесь зажигают электрическим способом (искровой и накаливанием спирали), химическими средствами или ракетным патроном; в) использо­ ванием теплоты химических окислительных реакций определен­ ных веществ (пирофоров); г) подачей катализаторов окисле­ ния нефти. Самовоспламенением характеризуются только неко­ торые нефти. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха.

Предусматривается постоянно возрастающий расход воздуха и соответствии с расширением фронта и удалением его от на­ гнетательной скважины. Устьевое давление закачки воздуха обычно в 1,5—2 раза выше пластового давления. Воду и воз­ дух закачивают циклически с периодами до суток, а затем за­ качивают только воду.

Для осуществления внутрипластового горения выпускаются полупередвижные установки типа ОВГ (ОВГ-1М, ОВГ-72/220М), включающие компрессорные и насосные станции, электронагре­ ватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование

Рис. 3.8. Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции при внутрипластовом горении:

устья нагнетательной скважины ОУВГ и др. Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции показана на рис. 3.8. Добываемый газ содержит большое количество азота, оксида углерода, сернистого и углекислого газов, в некоторых случаях сероводорода, вследствие чего может оказаться непри­ годным для использования в народном хозяйстве. Поэтому в целях охраны окружающей среды требуется его сжигание. Лучше извлекать токсичные компоненты специальными погло­ тителями.

Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы (крепление призабойной зоны путем коксова­ ния части нефти, установка фильтров), коррозией подземного и наземного оборудования (подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство), нагревом добывающего оборудования (закачка воды в затрубное пространство, отключение сква­ жин), преждевременными прорывами газов (избирательное вскрытие пластов, регулирование отборов и закачки), образо­ ванием стойких водонефтяных эмульсий.

Проектирование процесса включает совместное решение термо- и гидродинамических задач. При этом определяют удельное количество коксоподобного топлива, удельный расход воздуха и кинематические параметры окисления нефти, время, необходимое для создания фронта горения путем самовоспла­ менения нефти или для подогрева призабойной зоны пласта до температуры воспламенения топлива, технологические показа­ тели разработки (расход воздуха, Приемистость нагнетатель­ ных скважин и давление нагнетания, размеры пароводяной и выжженной зон, изменение дебита нефти во времени, коэффи­ циент нефтеотдачи).

Контрольные вопросы

1.Назовите наиболее перспективные .методы повышения нефтеотдачи и условия их применения.

2.Охарактеризуйте преимущества и недостатки использования сточных вод для ППД.

3.По каким технологическим схемам может осуществляться закачка воды в залежь?

4.Объясните характер изменения охвата толщины продуктивности пла­ ста заводнением в зависимости от давления нагнетания.

5.Использование какого теплоносителя наиболее эффективно для вытес­ нения нефти и почему?

Глава 4

АНАЛИЗ, КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§4.1. ЗАДАЧИ И МЕТОДЫ АНАЛИЗА, КОНТРОЛЯ

ИРЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Регулирование разработки

Под регулированием разработки нефтяных месторождений по­ нимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологиче­ ских решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэф­ фициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование (оптимизацию) процесса разработки прово­ дят на основе большого числа частных критериев, среди кото­ рых можно выделить следующие:

технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.; экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестои­ мости и др. Множество частных критериев обусловлено слож­ ностью решения задач' оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включаю­ щему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных народнохозяйственных затратах и мак­ симально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку за­ дача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкрет­ ного месторождения должно обеспечить народнохозяйственную

и экономическую эффективность.

По признаку изменения системы воздействия методы регу­ лирования можно разделить на две группы (по Б. Т. Баишеву): без изменения системы воздействия и добуривания новых сква­ жин; частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин.

К первой группе можно отнести такие методы регулиро­ вания:

воздействие на призабойную зону пласта, которое обеспечи­ вает улучшение гидродинамического совершенства и увеличе­ ние продуктивности скважин, изоляцию (ограничение) притока воды в добывающих скважинах, выравнивание и расширение профиля притока нефти и закачки воды (газа) по толщине пла­ ста в добывающих и нагнетательных скважинах;

изменение технологических режимов работы скважин: добы­ вающих (увеличение или ограничение подачи подъемного обо­ рудования вплоть до отключения скважин или форсированного отбора жидкости, периодическое изменение отборов), нагнета­ тельных (увеличение или ограничение расходов закачки, повы­ шение давления нагнетания, перераспределение закачки по сква­ жинам, периодическая или циклическая закачка, создание по­ вышенных давлений нагнетания и др.);

одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) не­ скольких пластов в одной скважине на многопластовых место­ рождениях.

Во вторую группу могут входить следующие методы регули­ рования:

добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные сква­ жины), или возврат скважин с других пластов;

частичное изменение системы воздействия (организация оча­ гового заводнения, приближение к зоне отбора линии нагнета­ ния добуриванием новых скважин и переносом закачки в су­ ществующие скважины, применение физико-гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи);

полное изменение системы воздействия (переход с законтур­ ного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на от­ дельные блоки и др.).

Регулирование разработки осуществляется в течение всей «жизни» (продолжительности эксплуатации) .месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки. Применительно к режиму вытеснения нефти водой можно назвать такие основ­ ные задачи регулирования.

На первой стадии может возникнуть необходимость увеличе­ ния гидродинамического совершенства и продуктивности сква­ жин, выравнивания и расширения профиля притока нефти.

На второй стадии разработки одна из главных задач регули­ рования— обеспечение возможно длительного периода стабиль­ ной добычи нефти. Для этого используют различные методы, обеспечивающие решение ряда частных задач. Наибольшее при­ менение находят бурение резервных скважин, изменение режи­ мов их работы, воздействие на призабойную зону пласта. Эф-

фективны также ограничение дебитов высокообводиенных сква­ жин внешних рядов или даже их остановка и увеличение от­ боров по безводным и малообводненным скважинам внутрен­ них рядов. Этим будут решаться также задачи предупреждения или сокращения преждевременного прорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или-пластам. Целесооб­ разно также применение методов второй группы. Необходи­ мость изменения системы воздействия или системы разработки может быть вызвана требованием повышения текущей добычи нефти из залежи в связи с ростом потребностей страны в неф­ тепродуктах, изменением представления о геологическом строе­ нии и запасах месторождения, несовершенством проектных ре­ шений в силу ограниченности и неточности, исходной информа­ ции. Например, возросшие потребности страны в нефти обусло­ вили составление новых схем разработки Ромашкинского и Самотлорского месторождений.

На третьей стадии основные задачи регулирования заключа­ ются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычипри возможно меньших объемах добывае­ мой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравни­ ванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта.

Задача регулирования на четвертой завершающей стадии — дренирование певыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением фор­ сированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др.

Поскольку процесс добычи нефти характеризуется гидравли­ чески неразрывной связью системы «пласт—скважины—нефте­ газоводосборные трубопроводы — установка подготовки нефти и цоды — водотрубопроводы утилизации попутной воды», то пре­ делы и возможности методов регулирования обусловлены огра­ ничивающим действием этих элементов общей системы. Учет их влияния необходим при выборе методов регулирования. Раз­ личают технологические, технические и планово-экономические ограничения методов регулирования.

К основным технологическим ограничениям можно отнести следующие: число скважин, их размещение и очередность ввода; тип системы заводнения; ограничения по давлению и дебитам скважин. По мере сгущения сетки скважин дебит залежи сна­ чала увеличивается, достигая максимума, а затем может умень­ шаться при фонтанной эксплуатации скважин. С разрежением сетки скважин ценность каждой скважины и требования к ее техническому состоянию возрастают, увеличиваются удельные отборы на одну скважину, что приводит к уменьшению «запаса прочности» системы разработки и возможностей маневрирова­

ло