5.3.Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении

Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды (рис. 6.2).

Рис 6.2. Схема законтурного заводнения

На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение – разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6 -2 м³ воды.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачиваю в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми н а с о с н ы м и с т а н ц и я м и . К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов. Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5—10 МПа, а в ряде случаев —15—20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду.

Эксплуатация любой скважины содержит два периода. Первый период – установка устьевого и скважинного оборудования, пуск и освоение скважины, а также обустройство месторождения: строительные работы, монтаж и пуск необходимого технологического оборудования, трубопроводов, резервуаров, насосов, компрессоров и др. для сбора нефти и газа от группы скважин и транспорта нефти и газа на централизованные пункты первичной обработки и подготовки нефти газа к их дальнейшему транспортированию до крупных объектов нефтегазопереработки. Этот период в зависимости от территориальных размеров и запасов месторождении может длиться 1,5-6 лет. Второй период – это собственно эксплуатация скважин и всего месторождения, которая длится (в зависимости от рационального отношения к ресурсам и от будущих капиталовложений по модернизации и по поддержанию эффективности эксплуатации месторождения) 20-40 лет и более. За длительный период эксплуатации скважины возникает необходимость изменять режимы (фонтанный, компресосрный, насосный) функционирования скважины и проводить операции по воздействию (стимулированию) на призабойную зону (ГРП, кислотная обработка забоя и др).

В начальный период эксплуатации нефтяного месторождения пластовое давление достаточно велико для того, чтобы выдавливать нефть из залежи по скважине на поверхность. Это самый предпочтительный режим добычи нефти фонтанным способом. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп , поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи. При этом необходимый, но не максимальный отбор (дебит, расход) добываемой нефти устанавливается с помощью регулируемого дросселя, в котором имеется устройство, изменяющее площадь живого сечения для прохода потока. Добыча газа осуществляется только фонтанным методом. Фонтанная добыча нефти обычно длиться недолго, время фонтанирования зависит от начального пластового давления, дебита скважины, их количества и взаимного расположения.

Когда пластовое давление нефти становится недостаточным для подъема нефти на поверхность, тогда переходят на добычу нефти за счет других методов. Применяется нагнетание УВ газа под давлением через специальные предварительно пробуренные скважины непосредственно в контур нефтяного пласта для повышения пластового давления и улучшения фильтрации газонефтяной смеси из залежи в забой скважины.

При газлифтном режиме эксплуатации скважин недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности, после чего происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом. При компрессорном (газлифтном) методе УВ газ с поверхности (его надо иметь поблизости и в необходимом кол-ве) под давлением вводится в слой нефти в нескольких местах по высоте скважины и образовавшаяся газонефтяная смесь поднимается за счет разности гидростатических давлений (плотностей) негазированной и газированной нефти.

Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.).

В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Hст . В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению. Далее – на основе разности давлений….

Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Методы поддержания пластового давления осуществляют также нагнетанием пресной воды под давлением выше пластового давления нефти через специальные напорные скважины непосредственно в контур нефтяного пласта или за ним. Используются также методы вторичного воздействия на пласт: гидроразрыв нефтяного пласта водой, термическая обработка пласта, физико-химическая обработка забоя скважины растворами кислот, ПАВ и других реагентов. Распространенным методом добычи нефти является насосной откачки нефти из забоя с помощью глубинных насосов (дорогой, но часто безальтернативный метод).

С учетом всех мер по поддержанию пластового давления и разнообразного воздействия на продуктивный пласт, а также насосной откачки нефти извлечь из нефтяного пласта удается в лучшем случае 45-50% (до 60%) нефти. Остальное количество нефти с помощью современных методов и технических средств извлечь пока невозможно, но в этом направлении во все мире проводятся интенсивные научно-технические исследования. Эксплуатация газового месторождения продолжается 15-20 лет, за это время извлекается 80-90% газа.