24. Системы поддержания пластового давления.

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее конечной нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластовой энергии путем нагнетания в залежь воды, газа или воз­духа.

В большинстве случаев для поддержания пластовой энергии применяют законтурное заводнение, т. е. закачку воды в законтурные водоносные зоны залежи. Иногда законтурное заводнение дополняют внутриконтурным или центральным очаговым заводнением. При законтурном и внутриконтурном заводнении контур питания залежи добавочной энергией приближается непосредственно к залежи или находится в ней, что позволяет вести разработку залежи высокими темпами.

В залежах нефти с газовой шапкой или с большими углами паде­ния пород нагнетание газа в повышенную часть залежи (или газовую шапку) способствует поддержанию в ней давления, а следовательно, и сохранению дебитов скважин на неизменном уровне или их увели­чению.

При искусственном воздействии на залежь с целью поддержания пластовой энергии рабочий агент целесообразно нагнетать в залежь с самого начала ее разработки. Это позволяет поддерживать пласто­вое давление на высоком уровне, близком к первоначальному, сохранять повышенные дебиты скважин и интенсифицировать раз­работку залежи, а также обеспечивает получение повышенных коэффициентов нефтеотдачи, присущих напорным режимам.

На месторождениях, эксплуатируемых за счет истощения энергии растворенного в нефти газа, обычно к моменту полного истощения пластовой энергии остаточная нефтенасыщенность залежей достигает еще значительных величин. Для разработки таких залежей могут применяться «вторичные методы» добычи нефти, т. е. те же методы нагнетания в пласт воды, газа или воздуха, но в меньших масштабах и при меньших давлениях, чем при процессах поддержания пласто­вого давления, проводимых с самого начала разработки залежей.

При вторичных методах добычи нефти нагнетание в пласт воды или газа с целью частичного восполнения утраченной пластовой энергии осуществляется чаще всего рассредоточено по всей площади нефтяной залежи (площадное заводнение, площадная закачка газа или воздуха). При этом остаточная нефть вытесняется вводимым в пласт рабочим агентом на ограниченных участках залежи.

Выбор рабочего агента при площадном нагнетании его в пласт зависит от ряда условий: литологической характеристики пород пласта, степени его истощения и обводненности, доступности того или иного рабочего агента, технического состояния скважин, мощ­ности пласта и т. п.

Законтурное и внутриконтурное заводнение

При законтурном заводнении воду нагнетают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи (рис.). Эксплуата­ционные нефтяные скважины располагаются внутри кон­тура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

Наиболее благоприятны­ми объектами для законтур­ного заводнения являются пласты, сложенные однород­ными песками или песчани­ками, с хорошей проницае­мостью и не осложненные нарушениями. Законтурное заводнение в пластах, сложен­ных известняками, не всегда может дать положительные результаты, так как в таких пластах отдельные участки могут не сообщаться с ос­тальной площадью системой каналов и трещин.

При осуществлении законтурного заводнения создается искус­ственный контур питания залежи энергией, приближенный к зоне ее разработки, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти из пласта и, следовательно, для интенсификации раз­работки залежи.

При плохой проницаемости пород в приконтурной зоне нагне­тательные скважины иногда располагают внутри контура в водонефтяной зоне пласта, в его более проницаемых частях. Такой вари­ант закачки воды в пласт носит название приконтурного» заводнения.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на два-три близлежащих ряда эксплуатационных скважин. Поэтому в начальной стадии разработки крупных залежей нефти с применением законтурного заводнения бурят только два-три внешних ряда эксплуатационных скважин, оставляя центральную часть залежи неразбуренной. Так де­лают потому, что скважины внутренних рядов прироста добычи нефти не дадут, в то же время отбор нефти из них приведет к падению пластового давления в централь­ной части залежи.

При описанной системе раз­работки нефтяной залежи с законтурным заводнением в чи- стом виде центральные ряды скважин разбуривают по меpe­ обводнения и выхода из строя, наружных рядов скважин. Та­кой порядок разбуривания и разработки залежи хотя и обес­печивает наиболее полное ис­пользование пластовой энергии, но имеет тот недостаток, что центральные части залежи ос­таются законсервированными на длительноевремя и общий срок эксплуатации залежи удлиняется. Поэтому законтурное и приконтур-ное заводнение может с наибольшим эффектом применяться при раз­работке только таких залежей, размеры которых позволяют раз­местить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, но не больше двух-трех и как максимум четырех рядов скважин» на каждую линию нагнетания.

При применяемых в настоящее время расстояниях между рядами эксплуатационных скважин (500—800 м) для полного одновремен­ного разбуривания всей площади нужно, чтобы ширина залежи в пределах ее внутреннего контура нефтеносности была не больше 4—5 км.

Для интенсификации разработки нефтяных месторождений с при­менением искусственных методов воздействия на пласт в последнее-время стали широко применяться различные комбинации законтур­ного заводнения с внутриконтурным.

Наиболее распространенным методом такой интенсификации является искусственное «разрезание» залежи на отдельные площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри есте­ственного контура нефтеносности. Таким образом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно.

Вряде случаев для интенсификации разработки применяют комбинацию законтурного или приконтурного заводнения с внутриконтурным центральным заводнением. При центральном заводнении в центре площади бурят батарею или кольцевой ряд нагнетательных скважин.

Для поддержания среднего пластового давления в залежи примерно на одном уровне общий объем закачиваемой в пласт воды при заводнении должен равняться объему извлекаемой из пласта жидкости и газа.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования.

Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется делением заданного объема закачки воды в сутки на поглотительную способность одной скважины.

Нагнетание газа или воздуха в повышенные части залежи

Наиболее благоприятными объектами для проведения процесса поддержания или восстановления пластового давления при помощи нагнетания в пласт газа или воздуха являются пласты с крутыми углами падения, имеющие хорошую проницаемость и однородность состава пород и насыщенные маловязкой нефтью. В таких пластах сжатый газ или воздух нагнетают в газовую шапку или, если ее нет, в повышенную купольную часть. В последнем случае нагнета­ние газа имеет целью искусственное создание газовой шапки и тем самым превращение режима работы залежи в газонапорный.

При пологом залегании пластов, малой проницаемости пород п тяжелой нефти нагнетание газа в пласт с целью поддержания пластового давления может быть неэффективным. В этом случае весьма трудно регулировать работу газа и он неизбежно будет про­скальзывать в эксплуатационные скважины, не производя полезной работы.

Количество нагнетаемого газа должно быть таким, чтобы заданное пластовое давление сохранялось длительный срок. В идеальном случае это количество в пластовых условиях по объему должно рав­няться объему извлекаемой из пласта продукции (нефти, газа, воды) или быть даже больше этого объема. Практически это осуществить трудно. Но если и удается возвратить в пласт 70—80% извлекаемого из него газа, то и тогда условия проведения процесса будут удовлет­ворительными, так как темп падения пластового давления будет сильно замедлен.

Процесс поддержания пластового давления путем закачки в пласт с самого начала его разработки газа или воздуха требует строитель­ства мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитан­ными на высокое давление, так как давление нагнетания должно быть на 10—20% выше пластового давления. Сооружение таких ком­прессорных станций со всем подсобным хозяйством связано с затратой крупных капиталовложений и является весьма трудоемкой работой. Поэтому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового давления на уровне, который может быть обеспечен стан­дартными компрессорами, рассчитанными на давление 5—10Мн/м², т. е. закачку газа в пласт начинают на более поздней стадии раз­работки пласта.

Для закачки газа или воздуха обычно используются скважины, расположенные в присводовой части залежи. В качестве рабочего агента лучше всего применять естественный нефтяной газ, но если промысел не располагает нужным количеством газа, то при отсут­ствии в пласте газовой шапки можно в сводовую часть залежи зака­чивать также и воздух. Нагнетание воздуха в газовую шапку неже­лательно, так как приводит к значительному ухудшению качества газа.

Количество нагнетаемого в скважины газа или воздуха оцени­вается опытным определением поглотительной способности скважин. Практически можно считать нормальным, если в каждую нагне­тательную скважину закачивается от 10 до 25 тыс. m^s газа при давлении нагнетания от 5 до 9 Мн/м². Экономическая эффективность нагнетания газа меньше, чем нагнетания воды, вследствие необходи­мости сжимать газ до давления, большего, чем пластовое. Затраты энергии на сжатие при этом мало компенсируются выигрышем, полученным вследствие меньших гидравлических сопротивлений при его закачке в пласт по сравнению с водой.

Контроль за проведением процесса закачки газа в пласт с целью поддержания пластового давления заключается в строгом учете количества закачанного газа, в наблюдении за изменением пластового давления, в регулировании продвижения газо-нефтяного контакта.