10.Форсированный отбор жидкости(фож)

Форсированный отбор жидкости заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (в уменьшении забойного давления). Сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения забойного давления. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки.

Условиями эффективного применимости метода считают: 1) обводненность продукции не менее 80-85% (начало завершающей стадии разработки); 2) высокие коэффициенты продуктивности скважин; 3) При снижении забойного давления коллектор устойчив (не разрушается); 4) обсадная колонна исправна, нет перетоков вод из других горизонтов, пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна для применения ФОЖ.

Как правило, разрабатываемые залежи являются неоднородными по протяженности и по толщине,

Для применения метода необходимо предварительно собрать и проанализировать информацию об эксплуа­тации каждой скважины: о дебитах жидкости и нефти, обводненности, забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), о составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды).

Дебиты жидкости следует назначать по максимальному дебиту нефти (взятому по первым стадиям разработки). При применении форсированного от­бора жидкости необходимо сравнить различные ва­рианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном ра­циональном максимальном забойном давлении на­гнетательных скважин и рациональном минималь­ном забойном давлении добывающих скважин.

Технически форсированный отбор может быть осуществлен применением электронасосами с большей подачей, штанговыми насосами, работающими с полной нагрузкой.

Для расширения профиля притока и приемистости перед применением ФОЖ проводят работы по интенсификации притока: кислотные обработки, ремонтно-изоляционные работы с целью исключения высокопроницаемых обводненных пропластков.

11.Циклическое (нестационарное) заводнение

Технология метода заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добычи жидкости из залежи со сдвигом фаз колебания давления по отдельным группам скважин. В результате такого нестационарного воздействия в пласте проходят волны повышения и понижения давления.

Основные критерии применения циклического заводнения следующие: 1) наличие слоисто-неднородных по проницаемости или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; 2) большая остаточная нефтенасыщенность малопроницаемых пропластков; 3) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебания давления (расходов), которая может достигать 0,5-0,7 от среднего перепада давления между нагнетательными и добывающими скважинами (среднего расхода); 4) в 1-й полупериод повышения давления нагнетания объем закачки увеличивается в 2 и более раз, во 2-й период снижения давления нагнетания объем закачки сокращается до 0 в результате отключения нагнетательных скважин.

Для слоистого коллектора, состоящего из высокопроницаемого пропластка (прослоя) (ВП) и низкопроницаемого пропластка (НП), фильтрационные свойства ВП должны быть больше, чем НП. Между ВП и НП существует гидродинамическая связь.

В

В первом полуцикле при нагнетании вытесняющей жидкости происходит переток части воды из ВП в НП. Другая часть воды фильтруется по ВП в направлении добывающей скважины, при этом происходит вытеснение нефти водой из ВП (рис.14.1). Во втором полуцикле при снижении давления на нагнетательной скважине или прекращении закачки давление в высокопроницаемом прослое падает и становится ниже давления в НП. Поскольку коллектор гидрофильный и нефть обладает большей сжимаемостью чем вода, а также в силу гидрофильности вода удерживается в НП капиллярными силами, то нефть из НП перетекает в ВП. При последующем увеличении давления на нагнетательной скважине происходит вытеснение поступившей из НП нефти к забоям добывающих скважин.

q в

q

h₂

НП

h₁

ВП

r

R

Рис.14.1. Схема вытеснения нефти водой. Первый полуцикл.

R – Расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами; h₁ – толщина ВП; h₂ – толщина НП. Первый полуцикл.

Для первого полуцикла (нагнетания) при плоско-радиальной фильтрации выполняются следующие соотношения.

Пусть Р₀ - пластовое давление в низкопроницаемом пропластке; Р_н – давление на забое нагнетательной скважины; Р₁(r,t) – текущее давление в ВП; r – расстояние от нагнетательной скважины до произвольной точки пласта;

t –время. Выполняется соотношение

(14.1)

Скорость перетока из ВП в НП определяется

для t<=t₁ (14.2)

для t>t₁ (14.3)

Где - время достижения кровли пласта; h₂ – толщина низкопроницаемой части; - коэффициент пьезопроводности НП.

Для каждого фиксированного r скорость перетока V изменяется сначала по (14.2), затем при достижении верхней границы пласта h₂ выполняется соотношение (4) и скорость перетока затухает.

(14.4)

Где - коэффициенты пьезо - и гидропроводности НП; к₂ – проницаемость НП; - динамическая вязкость воды. В данной модели не учитываются зависимости пористости и скорости перетока от насыщенностей.

В течение первого полуцикла в низкопроницаемой части пласта будет

увеличиваться водонасыщенность и убывать нефтенасыщенность. Во втором полуцикле давление в высокопроницаемой части пласта падает, нефть из НП будет вытесняться водой в ВП. Объем вытесняемой нефти будет меньше чем объем вторгнувшейся в НП воды. В последующих циклах объем нефти, поступающей из НП в ВП, будет уменьшаться.

При циклическом заводнении каждая из добывающих и нагнетательных скважин работает в режиме периодического изменения давления (отбора, расхода). Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь следует разбить на отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора.