Для родовищ з малов’язкими нафтами, які розробляються з використанням заводнення, до найперспективніших можна віднести такі методи: іїдродннамічні, застосування діоксиду вуглецю, водогазових сумішей, міцелярних розчинів, а для родовищ з високов’язкими нафтами - використання водяної пари, внутрішньопластового горіння. Решта методів будуть використовуватися, головним чином, для інтенсифікації видобування нафти і регулювання процесу розробки родовищ.
Таблиця 3.3 - Потенційні можливості та критичні фактори методів підвищення нафтовилучення
|
Сучасні методи підвищення нафтовилучення з 70-х років минулого століття набули широкого промислового застосування і випробування. Практика показала, що використання методів підвищення нафтовилучення із пластів у 7-10 разів дорожче, ніж у разі застосування заводнення. Тому рентабельність їх визначається ціною на нафту. Проте в майбутньому, з урахуванням росту споживання нафти і обмеженості світових ресурсів нафти, тенденцій економії нафти І підвищення ефективності її використання в усіх сферах споживання, інтенсивних пошуків альтернативних джерел її заміни як палива і сировини, методи підвищення нафтовилучення із пластів стануть широко застосовуваними.
§ 3.2 Технологія і техніка підтримування пластового тиску заводненням
У паш час заводнення - високопотениійний і освоєний метод розробки нафтових родовищ та збільшення нафтовилучення із пластів, який практично застосовується за всіх геолого-фізичних і техніко- технологічних умов, окрім гідрофобних колекторів, високов’язких нафт І дуже заглинизованих малопроникних пластів.
Водої юстачання систем ГТПТ. Якість нагнітальної води Підтримування пластового тиску (11111) заводненням потребує використання великих об’ємів якісної вода. Вирішення проблеми водопостачання зводиться до пошуків надійного і багатого водою джерела з великою кількістю води (з оцінкою запасів і можливих
витрат води), обґрунтування якості води і розробки технології її
* З
підготовки. Споживання становить 1,5-2 м води на 1т видобутої
нафти. Витрата нагнітальної води визначається стадією розробки
родовища (рис. 3.1).
Якість води характеризується наявністю добрих нафговитіснювальних властивостей, малим вмістом механічних домішок і емульгованої нафти, відсутністю зниження проникності пласта (приймальності нагнітальних свердловин), а також відсутністю сірководню, діоксиду вуглецю, кисню, водоростей і мікроорганізмів.
Розчинений у воді кисень спричиняє інтенсивну корозію металу і сприяє активному розвитку в пласті аеробних бактерій. ДІоксид вуглецю знижує pH води і призводить до руйнування захисних окисних плівок на металі, а також до підсилення корозії устаткування. Сірководень, взаємодіючи з залізом, утворює тверді виносимі потоком води частинки сірчистого заліза, а за наявності кисню - сірчану кислоту.
Він може утворюватися внаслідок відновлення сульфатів кальцію, що містяться у воді, вуглеводнями нафти з виділенням діоксіщу вуглецю і у вигляді осаду карбонату кальцію.
Рисунок 3.1 — Зміни відносного відбору рідини, запомповування води, потреби у воді V і нафтовилучення г| у часі /: - відпові дно відбір нафти і нафтовилучення за режиму розчиненого газу; 2, 2', З - відповідно відбір нафти, нафтовилучення і відбір рідини при заводненні, 4- потреба у воді в разі повного використання стічних вод; 5 - витрата запомповуванної води. Штриховка: вертикальна - ефект у видобутку нафти від заводнення; скісна - економія (повторне використання) води |
Наявність його в продукції видобувних свердловин призводить до підсилення корозії нафтовидобувного обладнання. Сульфатопогли- наючі і сульфатоутворюючі бактерії спричинюють біокорозію металів. Вони можуть жити за рахунок розщеплення органічних і неорганічних речовин і розвиватися як за відсутності вільного кисню (анаеробні бактерії), так і за наявності розчиненого у воді кисню (аеробні бактерії). Сульфаговідновлюючі бактерії здатні повністю відновлювати сульфати, які є в нагнітальній воді, І утворювати до 100 мг/л сірководню.
Зниження проникності пласта можливе внаслідок набухання глин у прісних водах, хімічної несумісності за сольовим складом нагнітальної води з пластовою, випадання різних осадів та ін. Механічні домішки, сполуки заліза (продукт корозії і сірчисте залізо), водорості і різні мікроорганізми замулюють (кольматують) поверхню фільтрації, виводять дрібнопористі шари з процесу витіснення.
Досвід показав, іцо встановлювати єдині норми щодо якості води для нагнітання в пласта недоцільно. Допустимий вміст механічних домішок і емульгованої нафти беруть із урахуванням проникності і тріщинуватості порід до 5...50 мг/л, причому зі збільшенням тріщинуватості підвищується допустимий ВМІСТ.
Діаметр фільтраційних каналів мас бути у 3-6 разів більшим діаметра частинок. Придатність води оцінюється в лабораторії (стандартний аналіз складу І властивостей, досліди зі згасання фільтрації через природний керн) і пробним нагнітанням у пласт. Зазначимо, що кількість щорічно запомпованого в кожну свердловину забруднювального матеріалу сягає кількох тонн.
Джерела запомповуваної води можуть бути різні. У наш час використовують води: відкритих водоймищ (рік, озер, водосховищ, морів); фунтові (підруслові і артезіанські); глибинні (нижніх і верхніх глибинних горизонтів); стічні.
Грунтові води характеризуються значним розмаїттям хімічного складу (мінералізація - І00...200 мг/л), малим вмістом завислих частинок, їх можна нагнітати без спеціальної підготовки.
Води глибинних горизонтів більшою мірою мінералізовані І також не потребують додаткового оброблення.
Води поверхневих водоймищ значно уступають за якістю фунтовим і глибинним, містять велику кількість механічних домішок (глини, мулу, піску), особливо в періоди злив, паводків, сніготанення, штормів; здатні спричиняти набухання глин, окрім морської води (мінералізація чорноморської води становить 16 г/л).
Стічні води складаються головним чином з пластових (у цілому близько 83%), що видобуваються разом з нафтою, прісних (12%), які подаються в устатковання підготовки нафти, і зливових (5%) вод. Вони мінералізовані (15...3000г/л) і характеризуються хорошими нафтови- тіснювальними властивостями. Разом з тим стічні води містять велику кількість емульгованої нафта, механічних домішок, а також діоксиду вуглецю і сірководню. Потреба в очищенні від механічних домішок і емульгованої нафти робить дорожчим використання стічних вод, проте при цьому вирішується проблема охорони довкілля і утилізації (каналізації) епічних вод.
У системах заводнення використовується понад 60% стічних вод, решта об’єму все ще запомповується в поглинальні свердловини або скидається в спеціальні безстічні випарники. Скидання промислових стічних вод у водоймища повніспо припинено. Зазначимо, що система J 111 1 динамічна: спочатку використовується вода зовнішніх джерел, а потім пластова вода за замкненим циклом (безвідходне виробництво).
Для здійснення 11111 можна використовувати також стоки інших промислових підприємств (нафтопереробних заводів, калійних комбінатів, комунальних господарств і ін.).
Джерело води вибирається за даними техніко-економічного аналізу з урахуванням технології водопідготовки.
Водопостачання з використанням поверхневих і фунтових вод
Технологічні схеми водопостачання можуть відрізнятися одна від одної залежно від місцевих умов кожного нафтопромислового району. Проте будь-яка технологічна схема з використанням води поверхневих водоймищ, як джерела водопостачання, вмішує всі головні елементи, які показано на рис. 3.2. Водозабірні споруди (водозабори) і водоочисна станція містить також буферні ємності дія резерву води,
що забезпечує звичайно шестигодинну безперервність водоподавання під час ремонтних зупинок або аварій (поривів водоводів і т.д.). Буферні ємності - це підземні залізобетонні або наземні обігрівні і тепло ізольовані сталеві резервуари.
|
т
8
Рисунок 3.2 — Технологічна схема водопостачання системи Пі II: 1 - водозабір;
2 - насосна станція 1-го підняття; 3 - буферні ємності для забраної води; 4 - водоочиста станція; 5 - буферні ємності для підготовленої води; 6 - насосна екнщія 2-го підняття; 7 - магістральний водовід; 8 - кущові насосні станції; 9 - розвідні водоводи, 10 - нагнітальні
свердловини
Водозабори і насосні станції 1-го підняття (підняття чи підвищення тиску води) призначені для забору води із джерел і подавання її на водоочисну станцію або на насосну станцію 2-го підняття. Водозабори бувають відкритого І закритого типів.
У випадку відкритого водозабору всмоктувальна труба насосів 1-го підняття виводиться у поверхневе водоймище, а її вхід захищається сіткою і залізобетонним оголовком.
Перевага віддасться водозабору закритого типу, або так званому підрусловому, який забезпечує подавання води, котра майже не містить у собі механічних домішок. У даному разі вода надходить із водозабірних свердловин глибиною 10...50 м, пробурених на підрус- ловий шар гальки або піску. Він живиться водою поверхневого водоймища (ріки), мас високу проникність і е природним фільтром для води.
Свердловини бурять на відстані від берега ріки 70-90 м і між собою не більше 170 м. Такий водозабір закритого типу може бути індивідуальним або сифонним (груповим).
У випадку індивідуального водозабору, коли рівень води перебуває на глибині понад 8 м, у кожну свердловину опускають вертикальний занурений відцентровий артезіанський насос з електродвигуном. Вода подається по збірному водоводу відразу в буферні ємності насосної станції 2-го підняття. Перевага віддається сифонному водозабору, який на 15-25% дешевший, ніж індивідуальний.
У випадку сифонного водозабору гирло кожної свердловини розміщується в колодязі і за допомогою приймального колектора під’єдиується до вакуумних котлів. У цих котлах вакуумними насосами створюється вакуум до 0,08 МПа, Вакуум-котли висотою близько 7 м встановлюються разом з відцентровими електронасосами насосної станції 1-го підняття в бетонній шахті глибиною 9... 17 м. Вода під вакуумом надходить у вакуум-котли, а далі подається насосами в буферні ємності насосної станції 2-го підняття.
Артезіанський водозабір фунтових вод може бути закритого тішу.
Водозабори, які застосовуються для здійснення ПГГТ, є аналогічними водозаборам загальнопромислового і комунального водопостачання.
Водоочисна станція призначена для підготовки води, яка надходить з відкритого водозабору. Підготовка води містить такі системи:
а) фільтрувальну - для вилучення з води механічних домішок;
б) знекиснення води і виділення корозійно-активних газів;
в) бактерицидного обробляння води для знищення бактерій;
г) сольового обробляння води, що забезпечує сумісність її з пластовою;
г) автоматизованого керування підготовкою води і контролю за її якістю в головних точках системи підготовки і на гирлах нагнітальних свердловин.
Дія фільтрування вода подається в нижню частину вертикального змішувача, перед яким до неї дозатором додають рідинний коагулянт (сірчанокислий алюміній, глинозем або залізний купорос), що сприяє коагуляції завислих частинок. Із змішувача вода самоплином надходить у суспензійні освітлювачі (або горизонтальні відстійники), де утворюються пластівці, які осаджуються на дно, а потім проходить через піщані фільтри зверху вниз. Очищена вода самоплином збирається в резервуарах.
Знекиснення води забезпечується зустрічним пропусканням потоків води і газу у вертикальних колонах або оброблянням хімічними реагентами, які зв’язують вільний кисень і виводять його в осад.
Пригнічення бактерій досягається оброблянням води хлоридом, формальдегідом, алкілфосфатом та ін.
З метою підлуговування води в ході коагуляції, а також для її пом’якшення, видалення заліза і стабілізації до води перед змішувачем додають гашене вапно, кальциновану соду, їдкий натрій або розчин аміаку.
Про підготовку стічних вод описано в главі 11.
Насосні станції 2-го підняття розміщують, як правило, в місцях скупчення головних споруд системи ППТ (водозабір, станція водопідготовки, ремонтні цехи та ін.) або поєднують з одною із кущових насосних станцій (КНС).
Сучасні КНС виготовляють у блочному виконанні (блочні КНС - БКНС) індустріальним способом (у заводських умовах). До складу БКНС входять блоки: насосні; розподільчих гребінок; електричного розподільчого пристрою; низьковольтного обладнання; керування і автоматики (можуть працювати практично без обслуги за періодичної перевірки функціонування окремих вузлів).
Обладнання кожного блока змонтовано на металевій рамі в залізобетонній плиті, на якій встановлено покриття (вагон). Монтаж БКНС здійснюється протягом 3...4 міс. за допомогою потужних автокранів. Блочне будівництво дає змогу Істотно скоротити термін спорудження системи ППТ і розпочати здійснення 11111 на ранніх стадіях розробки родовища.
Розроблено нормальний ряд БКНС з відцентровими насосами типу ВНС (витрата води - 150 м3/ год, тиск на виході 10; 12,5; 15; 17,5 і 20 МПа). Залежно від кількості насосних блоків БКНС мають подавання 3600, 7200 та 10800 м3/добу. Кожна БКНС забезпечує подавання води в 3...15 нагнітальних свердловин.
Воду у свердловини подають через індивідуальний водовід, регулювання витрати здійснюється дроселюванням, а вимірювання - діафрагмовими лічильниками. Магістральні водоводи споруджують кільцевими (для великих родовищ з перемичками), променевими і лінійними. Вони працюють за тиску до 3 МПа. Розвідні водоводи працюють за дуже високих тисків, які сягають 25 МПа. Діаметри їх відповідно становлять 300... 1020 м. Виготовляють водоводи із суцільнотягнених безшовних сталевих труб і заривають у грунт нижче глибини його промерзання.
Гирла нагнітальних свердловин обладнують спеціальною нагнітальною арматурою хрестового типу, яка розрахована на робочий тиск 21 або 35 МПа і температуру не вище 120 °С (АНХ 1-65x210 та АНХ 1- 65x350). Головні її частини - трубна головка і ялинка. Трубна головка складається з хресговиии, засувок, швидкозбірного з’єднання, яке призначено для під’єднання нагнітальної лінії до затрубного простору з метою виконання ремонтних і Інтенсифікуючих робіт. Ялинка складається із стовбурних засувок, трійника, бокових засувок і зворотного клапана.
Для боротьби з корозією трубопроводів і обладнання системи 11111 запропоновано: а) обробляти воду хімічними інгібіторами корозії (ПСН-1, ПСН-2, ІКБ-4, поліетоксіаміном і іншими речовинами із захисним ефектом 50... 100%); б) застосовувати катодний і протекторний захист;
в) покривати поверхні захисними ізоляційними матеріалами (епоксидними смолами, лакофарбами) і футерувати внутрішню поверхню нових труб вініпластовими і поліетиленовими трубами; г) використовувати неметалеві матеріали (склопластикові труби). Це запобігає аварійні пориви водоводів, занечгацення довкілля, підвищує тривалість служби насосів і ін. В останні роки велика увага надається захисту від корозії підземного обладнання нагнітальних свердловин (цементування до гирла, катодний захист, внутрішнє покриття).
Водопостачання з використанням глибинних вод.
Води глибинних горизонтів, як правило, перевершують за якістю води інших джерел. Технологічні схеми забору і подавання води глибинних горизонтів у нагнітальні свердловини можна класифікувати за кількома ознаками:
а) за видом використовуваної енергії': з природним перетоком води з водоносного пласта в нафтовий під дією природної різниці зведених тисків у них; з примусовим перетоком (нагнітанням) поверхневими або зануреними насосами;
б) за взаємним розташуванням пластів: з нижнім перетоком (водоносний пласт залягає нижче за нафтовий); з верхнім перетоком (навпаки);
в) за наявністю і розташуванням КНС: без застосування КНС; з наземними КНС; з підземними “кущовими насосними станціями” (насоси розміщено у свердловинах);
г) м виходом води на поверхню: з внуїрішньосвердловинним перетоком, за якого вода глибинного водоносного горизонту подасться в нафтовий пласт без виходу на поверхню; із зовнішньосвердловішним перетоком, коли вода подається Із свердловини на поверхню, а потім нагнітається в сусідні нагнітальні свердловини або в ту саму свердловину іншим каналом (водозабірно-нагнітальна свердловина);
г) за суміщенням функцій нагнітальної і водозабірної свердловин: без суміщення, коли бурять окремо водозабірні і нагнітальні свердловини; із поєднанням, коли одна і та сама свердловина виконує одночасно функції водозабірної і нагнітальної свердловин (водозабірно- нагнітальна смердловина);
д) за поповненням запасів глибинних вод: без поповнення запасів; з поповненням запасів шляхом переведення поверхневого стоку в підземний (наприклад в умовах Речицького нафтового родовища, коли суміщався процес водопідготовки).
Частина схем, які класифікуються за різними ознаками, може об’єднуватися в одну. Як приклад розглянемо найцікавіші, з позицій наявності умов для застосування, технологічні схеми.
Природний нижній або верхній тутрішньосвердловинний переток у водозабірно-нагнітальній свердловині без застосування КНС можна здійснити як по насосно-компресорних трубах (НКТ) зі встановленням пакера між розкритими перфорацією в даній свердловині водоносним і нафтовим пластами, так І по обсадній колоні без встановлення пакера (рис. 3.3). Для вимірювання витрати води, яка самопливом перетікає із водяного пласта в нафтовий, в обсадну колону або в спеціальну камеру, яка розташована в розтині НКТ на лінії перетікання, можна опускати на кабелі (для дистанційної реєстрації) або на сталевому дроті (для місцевої реєстрації) свердловинний витратомір. Витрату можна регулювати за допомогою свердловинних штуцерів,
відтарованих на поверхні або керованих дистанційно з поверхні (механічним, електричним або іншим шляхом), що опускаються у свердловину за допомогою, наприклад, канату - сталевого дроту. Така схема може виявитися придатною до застосування у випадку заводнення нафтових пластів попередньо виснажених родовищ, коли різниця зведених тисків у пластах достатня для поглинання потрібних витрат води. В іншому разі виникає потреба в примусовому перетоці.
а 6
Рисунок 3.3 — Схема обладнання вддсоабірно-нашпальних свердловин при природному нижньому (а) і верхньому (б) внутрішньо- свердловинному перетоках 1 - НКТ, 2 - обсална колона, З - інтервали перфорованих труб, 4 - нафтовий пласт; 5 - камера для встановлення дебпоміра (витратоміра); 6 - пакер (розділювач), 7 - водяний пласт, 8 - муфта перехресного руху рідини |
Цікавими с технологічні схеми як з надземними, так і з підземними КНС, які розроблено до умов Західного Сибіру, а саме:
з надземними КНС: а) вода з фонтанних водозабірних свердловин самопливом надходить у блок водопідгоговки і далі насосами КНС подається в нагнітальні свердловини; перед КНС можна встановити занурений піддірний насос, який розміщено у свердловині-шурфі;
б) вода із водозабірної свердловини підвищеної продуктивності зануреним насосом подається на КНС, а потім - у нагнітальні свердловини;
з підземними КНС: а) вода із водозабірної свердловини зануреним електронасосом з підвищеними напором і подаванням подається по розвідних водоводах у нагнітальні свердловини (поєднується водозабірна свердловина із КНС); можуть також поєднуватися окремі нагнітальні свердловини Із водозабірними або застосовуватися для підпору занурені високонапірні насоси, які встановлені у свердл- овинах-шурфах; б) на водозабірно-нагнітальній свердловині здійснюється вимушений, за допомогою зануреного електронасоса, внутріш- ньосвердловинний перетік (поєднується водозабірно-нагнітальна свердловина з підземною КНС),
Результати розрахунків показали, що застосування таких схем порівняно зі схемами використання вод наземних вододжерел. забезпечує зниження відповідно собівартості і питомих капітальних
з
вкладень на нагнітання 1 м води приблизно на 35 та 10%. Практична реалізація розглянутих схем на родовищах Західного Сибіру базується на використанні вод вищезалеглого апт-альб-сеноманського комплексу, який поширюється в межах усіх головних нафтових родовищ
регіону. Дебіти водозабірних свердловин за відкритого виливу сягають
З * з
34 тис. м /добу (з піском до 5 г/дм). Вибої обладнують прошпі-
сочними фільтрами, а на поверхні встановлюють відстійники для
вловлювання піску.
Одночасно-роздільне нагнітання води
Суть такого нагнітання полягає в подаванні води окремо в кожний шіаст багатопластового родовища лід різними тисками відповідно до їх колекторських властивостей, У разі подавання води під одним тиском прискорено обводнюються високопроникні пласти, а малопроникні пласти до розробки практично не залучаються.
Це призводить до передчасного обводнення продукції видобувних свердловин, потреби в здійсненні ремонтно-ізоляційних робіт, збільшення тривалості І вартості розробки родовищ.
Способи регулювання процесу нагнітання води (аналогічно і газу) по окремих пластах можуть передбачати: а) підведення до гирла нагнітальної свердловини водоводів високого та низького тисків і подавання води окремо по колоні НКТ та по затрубному простору в роз’єднані пакером пласти; б) подавання води у свердловину під високим тиском через один канал і розподіл її з різними 'пісками по окремих пластах з використанням змінних або регульованих вибійних штуцерів; в) періодичне нагнітання води у високопроникні пласти шляхом відключення їх пакерами або еластичними кулями за постійного нагнітання води у низькопроникні пласти; г) комбінацію розглянутих методів.
Серед запропонованого обладнання можна виділити одно- і двопакерні конструкції. Другий верхній пакер застосовують за необхідності нагнітання води у верхній пласт під тиском, який перевищує мІцнісну характеристику обсадної колони. Для нагнітання в три і більше пластів можуть використовуватися одно- і багатоколоннІ конструкції із застосуванням вибійних регуляторів витрати.
§ 3.3 Гідродинамічні методи підвищення нафтовилучення під час заводнення
Призначення гідродинамічних методів - це збільшення коефіцієнта охоплення малопроникних нафтонасичених об’ємів пласта витісню- вальною водою шляхом оптимізацїї режимів нагнітання і відбирання рідини за заданої сітки свердловин і порядку їх введення в роботу. Ці методи є подальшою оптимізацію технології процесу заводнення і тому не потребують її істотної зміни.
Циклічне заводнення
Технологія методу полягає в періодичній зміні витрати (тисків) нагнітальної вода за безперервного або періодичного видобування рідини з покладу і зсувом фаз коливань тиску по окремих групах свердловин. Внаслідок такого нестаціонарного діяння на пласт у ньому проходять хвилі підвищення і зниження тиску.
Фізична суть процесу полягає в тому, що під час підвищення тиску в покладі в першій половині циклу (у період нагнітання води) нафта в малої іроникних прошарках (зонах) стискається і в них входить вода. Пщ час зниження тиску в покладі в другій половині іджлу (зменшення витрати або зупинка нагнітання води) вода утримується капілярними силами в малої іроникних прошарках, а нафта виходить з них. Тривалості циклів мають дорівнювати 4-10 діб і збільшуватися до
75... 80 діб у міру віддалення фронту витіснення.
Головні критерії ефективного застосування методу порівняно зі звичайним заводненням такі:
а) наявність шарово-неоднорідних або тріщинувато-пористих гідрофільних колекторів;
б) висока залишкова нафтонасиченість (більш раннє застосування методу на початковій стадії розробки забезпечує підвищення коефіц ієнта нафговилучення на 5...6% і більше, тоді як на пізній - лише на 1...1,5%);
в) техніко-технологічна можливість створити високу амплітуду коливань тиску (витрати), яка реально може сягати 0,5...0,7 середнього перепаду тиску між лініями нагнітання і відбирання (або середньої втрати);
г) можливість здійснити компенсацію відбирання нагнітанням (у період підвищення тиску нагнітання об’єм запомпованої води має збільшуватися в 2 рази, а в період зниження тиску скорочуватися до нуля внаслідок зупинки нагнітальних свердловин).
Циклічне заводнення означає, що в загальному випадку кожна з наїнітальних і видобувних свердловин працює в режимі періодичної зміни вибійного тиску (нагнітання, відбирання). Здійснення методу потребує збільшення навантаження на нагнітальне і видобувне обладнання. Для забезпечення рівномірнішого навантаження на обладнання поклад потрібно поділити на окремі блоки і змістити по них півперіоди нагнітання і відбирання.
Оснащення промислів насосами, які забезпечують високі тиски і витрати рідини, дає змогу здійснювати процес без додаткових втрат коштів на переобладнання системи заводнення. Разом з тим повна зупинка нагнітальних свердловин може зумовлювати погребу використання високонапірних насосів, які розраховані на тиски 25...40 МПа, або призводити до замерзання свердловин і водоводів зимою. Застосування методу забезпечує збільшення поточного рівня видобутку нафти і кінцевого коефіцієнта нафтовилучення.
Зміна напрямів фільтраційних потоків
Технологія методу полягає в тому, що нагнітання води зупиняється в одних свердловинах і переноситься на інші, внаслідок чого повинна забезпечуватися зміна напрямів фільтраційних потоків до 90°.
Фізична суть процесу така. По-перше, в ході звичайного заводнення внаслідок в’язкісної нестійкості процесу витіснення утворюються цілики нафти, обійдені водою. По-друге, в разі витіснення нафти водою водонасиченісгь вздовж напряму витіснення зменшується (див. рис. 2.2, в І 2.3). Після перенесення фронту нагнітання в пласті створюються змінні за величиною і напрямом градієнти гідродинамічного тиску, в результаті чого запомпована вода входить у застійні малопроникні зони, велика вісь яких тепер перетинається з лініями течії, і витісняє з них нафту в зони інтенсивного руху води.
Об’єм води нагаітання вздовж фронту доцільно розподілити пропорційно міні залишкової нафтонасиченості (відповідно зміні водонасиченосгі).
Зміна напрямів фільтраційних потоків забезпечується шляхом додаткового розрізання покладу на блоки, організації осередкового заводнення, перерозподілу відборів і нагнітання між свердловинами, створення циклічного заводнення. Метод технологічний, потребує лише малого резерву потужності насосних станцій та наявності активної системи заводнення (поперечні розрізаючі ряди, комбінація приконтурного і внутрішньоконтурного заводнень та ін.).
Метод дає змогу підтримати досягнутий рівень видобутку нафти, знизити поточну обводненість продукції І збільшити охоплення пластів заводненням. Він ефективніший у разі підвищеної неоднорідності ітластів, високов’язких нафт і застосування в першій третині основного періоду розробки.
Створення високих тисків нагнітання
Величина тиску нагнітання впливає на техніко-економічну ефективність заводнення. У практиці заводнення спостережено тенденцію до підвищення тиску нагнітання на гирлі від 5 до 16...20 МПа, а в окремих випадках до 20...30 і навіть до 40 МПа.
Фізична суть розкривається наступним. Узагальнення досвіду заводнення і спеціальні дослідження показали таке: а) на існуючих режимах нагнітання води заводненням охоплюється лише невелика частина нафгонасиченої товщини пласта (20-25%); б) за певних тисків нагнітання проникні (а часто і високопроникні) колектори воду не приймають; в) за підвищення тиску нагнітання до значини вертикального гірничого тиску збільшується товщина інтервалів пласта, які приймають воду (збільшується охоплення товщини заводненням);
г) індикаторна діаграма приймальпості залежно від тиску нагнітання є нелінійною, причому темп приросту приймальності значно вищий, ніж темп приросту тиску.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 24 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
