Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

В ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ ОБЪЕКТЕ



Темпы разработки нефтяного эксплуатацион­ного объекта зависят от градиента давления в пластах Ар:

, (X.6)

где - перепад давления между контуром питания и зоной отбора; — пластовое давление на кон­туре питания (при заводнении — в месте нагнетания воды); - забойное давление в добывающих скважинах; L — расстояние между контуром питания и зоной отбора.

Увеличение градиента давления достигается как уменьше­нием величины L путем активизации системы заводнения (уменьшение ширины блоков, увеличение плотности сетки скважин, применение площадного заводнения), так и повы­шением давления на линии нагнетания или снижением давле­ния на забое добывающих скважин.

Пластовое давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в условиях заводнения, признано целе­сообразным поддерживать на 10 — 20% выше начального пла­стового. При площадном заводнении, применяемом на менее продуктивных скважинах, оно в нагнетаемых скважинах мо­жет быть и более высоким.

Это способствует увеличению годовой добычи нефти и более полному включению объема залежи в процесс разра­ботки. Необходимое пластовое давление в зонах нагнетания обеспечивается соответствующим давлением на устьях нагне­тательных скважин при закачке воды. Эффективность по­вышения давления нагнетания можно видеть на примере горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Здесь сначала давление на устье нагнетательных скважин составляло 10 МПа, затем его увеличили до 15—16 МПа. В результате пластовое давление на линиях нагнетания возросло в среднем до 20 МПа при начальном 17,5 МПа. Эффективность такого повышения выразилась в увеличении приемистости скважин в 3 — 4 раза и возрастании толщины пластов, принимающих воду, почти в 2 раза. Эффект складывается из увеличения приемистости интервалов, ранее принимавших воду, возрас­тания работающей толщины этих интервалов, включения в работу новых интервалов, которые ранее воды не принимали (рис. 73).

Полученная дополнительная добыча нефти экономически эффективна, поскольку повышение давления нагнетания тре­бует относительно небольших капитальных затрат и дает быстрые результаты.

Повышение давления нагнетания имеет геологические ог­раничения. Превышение давления нагнетания над давлением, при котором происходит гидроразрыв пласта, может привес­ти к преждевременным прорывам нагнетаемой воды к добы­вающим скважинам по образующимся трещинам. При законтурном заводнении при высоком давлении нагнетания значи­тельная часть закачиваемой воды может теряться в связи с ее оттоком в водоносную область пласта. Возрастает также ве­роятность перетока воды из разрабатываемого горизонта в соседние по разрезу продуктивные или водоносные горизон­ты с меньшим пластовым давлением.

Рис. 73. Приемистость пластов W в нагнетательной скв. 904 Ромашкинского месторождения.

Давление нагнетания воды, МПа: а — 11, б — 19; кривые электрокаротажа: 1 — ПС, 2 — КС; 3 — интервалы перфорации

 

 

Снижение забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно пу­тем массового перевода скважин на механизированный спо­соб эксплуатации. По залежам с низкой продуктивностью для обеспечения достаточных уровней добычи нефти механизи­рованную эксплуатацию скважин применяют с самого начала разработки. Высоко- и среднепродуктивные залежи могут продолжительное время (до появления значительной доли во­ды в добываемой продукции) разрабатываться с применением преимущественно фонтанного способа эксплуатации сква­жин. В 1956 г. А.П. Крыловым научно обоснована целесооб­разность снижения забойного давления путем применения механизированных способов эксплуатации и для залежей с высокой и средней продуктивностью.

Эффективность снижения забойного давления также мож­но проиллюстрировать на примере горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. По этому горизонту фонтанирование безводных скважин прекращалось при снижении забойного давления до 11,5 МПа. По мере обводнения продукции сква­жин забойное давление, при котором прекращается фонта­нирование, возрастает до 16 МПа. В среднем в период рабо­ты фонда скважин фонтанным способом забойное давление составляет 12,5—13 МПа. Давление насыщения нефти газом в среднем 9 МПа. Перевод на механизированный способ экс­плуатации со снижением забойного давления до давления на­сыщения обеспечивает дополнительное увеличение депрессии на забое скважин в среднем на 3,5 —4 МПа. В таком случае, по расчетам ТатНИПИнефти, за 20 лет после перехода на ме­ханизированную эксплуатацию (если этот переход осуществ­лен на ранних стадиях разработки) дополнительная добыча составит 10—11 % суммарной добычи.

При дальнейшем снижении забойного давления в эксплуа­тационных скважинах следует учитывать интерференцию скважин. Как показали исследования В.Д. Лысенко и Э.Д. Мухарского, на механизированную эксплуатацию необ­ходимо переводить не только отдельные скважины, не спо­собные фонтанировать, но и все (или почти все) остальные скважины объекта разработки или его крупного участка, в том числе и устойчиво фонтанирующие. В противном случае механизированная эксплуатация ранее простаивавших сква­жин приведет к снижению дебита фонтанирующих, и в це­лом по объекту значительного прироста добычи не будет по­лучено.

При неоднородном по разрезу строении эксплуатационно­го объекта снижение давления на забое добывающих сква­жин способствует и увеличению нефтеотдачи пластов, так как при этом обеспечивается включение в работу прослоев и пластов с пониженной проницаемостью.

С экономической точки зрения увеличение перепада дав­ления путем снижения забойного давления менее эффектив­но, чем повышение давления нагнетания, так как перевод скважин на механизированную эксплуатацию — процесс бо­лее капиталоемкий. Тем не менее такой подход приносит значительный экономический эффект.

При определении допустимых минимальных значений за­бойного давления в добывающих скважинах следует учиты­вать геологические и другие ограничения. Снижение его до­пустимо по разным залежам лишь на 10 — 20 % от значения давления насыщения. При большем снижении разгазирование нефти в пласте может привести к снижению нефтеотдачи вследствие интенсивного развития режима растворенного га­за. При слабой цементации породы-коллектора, при наличии обширных водонефтяных или подгазовых зон необходимо обосновывать предельную величину забойного давления, при которой не происходит значительного выноса песка или конусообразования.

Необходимый перепад давления между областями питания и отбора и определяющие его давления на линии питания и в зоне отбора обосновывают по каждому эксплуатационному объекту с учетом его геолого-промысловой характеристики.

При низкой продуктивности залежей возрастает необхо­димость создания более высоких градиентов давления для обеспечения достаточно высоких уровней добычи нефти и соответственно необходимость все более полного использо­вания геолого-технических возможностей применения высо­кого давления нагнетания воды и эксплуатации добывающих скважин при низком забойном давлении.


Глава XI

ФОНД СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ




©2015 studenchik.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.