Газонефтяные месторождения и их роль в развитии нефтедобычи
Информация - Геодезия и Геология
Другие материалы по предмету Геодезия и Геология
и более раз меньшей; чем вязкость легких нефтей).
Вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. При этом пластовое давление может уменьшиться до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может теоретически достигать высоких значений - 90-95% и более. Однако следует учитывать, что на газоотдачу влияет множество факторов и значение ее практически бывает ниже указанных цифр.
Основной фактор, влияющий на величину газоотдачи,- остаточное давление в залежи на конечной стадии ее разработки. Естественно, что наибольшая газоотдача газового пласта может быть достигнута при снижении пластового давления до возможного минимального значения, при котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отбор газа из скважин под вакуумом). Однако при этих условиях де-биты скважин становятся крайне низкими вследствие небольших перепадов давления (рпл-рзаб).
Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, разработку газовой залежи практически прекращают при давлениях на устьях скважин, больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах обычно принимают равным 0,7-0,8.
Разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт
Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Даже при наиболее эффективном водонапорном режиме дренирования в процессе разработки залежи пластовые давления обычно снижаются, что указывает на истощение пластовой энергии. Это объясняется тем, что объем поступающей в нефтяную часть залежи пластовой воды обычно меньше объема извлекаемых из пласта нефти и газа, вследствие чего пластовое давление начинает падать.
Искусственное поддержание пластовой энергии - наиболее эффективное мероприятие по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разработки.
В большинстве случаев поддержание пластовой энергии осуществляется применением законтурного заводнения, т. е. закачной воды в законтурные водоносные зоны залежи. Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.
В результате заводнения создается искусственный контур питания залежи водой, приближенный к зоне разработки пласта, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти из него и, следовательно, для интенсификации разработки залежи. В этом случае повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-4 близлежащих ряда эксплуатационных скважин.
Практикой установлено, что для поддержания пластового давления на одном уровне при законтурном или внутриконтурном заводнении в пласт следует закачивать 1,6-2,0 м3 воды на каждую тонну извлекаемой нефти. При извлечении вместе с нефтью пластовой воды учитывается и ее объем. Если требуется повысить пластовое давление, объем нагнетаемой воды увеличивают.
Число нагнетательных скважин при заводнении пластов определяется давлением заданного объема закачиваемой воды на среднюю поглотительную способность одной скважины при оптимальном давлении нагнетания. Давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования. Давление на забое нагнетательной скважины составляет:
где Рзаб - давление на забое скважины; рнаг - давление на вы-киде насоса; pCf - давление на забой столба воды в скважине, ртр - потери давления на трение в трубах от насоса до забоя скважины (ртр определяются по известным формулам гидравлики).
Применение законтурного или внутриконтурного заводнения с целью восполнения пластовой энергии, расходуемой при отборах нефти из пласта, позволило в значительной степени интенсифицировать процессы разработки нефтяных залежей: стало возможным резко увеличить темпы отбора нефти из пластов и тем самым сократить сроки их разработки при обеспечении высоких конечных коэффициентов их нефтеотдачи. При этом нефтяные залежи стали разрабатывать по разреженным сеткам скважин, т. е. со значительно меньшим числом скважин на единицу площади, чем при системах разработки без применения законтурного заводнения. Если на старых бакинских, грозненских и других месторождениях ранее на одну скважину приходилось от 1 до 4 га, редко до 8 га нефтеносной площади, то сейчас на большинстве новых месторождений степень уплотнения составляет от 12 до 60 га и выше на одну скважину.
На месторождениях, разрабатываемых при помощи законтурного заводнения, высокий уровень текущей добычи нефти сохраняется длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума.
При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды как поверхностных водоемов (реки, моря, озера), так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Так, на всех морских месторождениях и месторождениях, расположенных вблизи моря, для закачки в пласт используется морская вода. Для месторождений, расположенных в районах с хорошо развитой системой рек, для заводнения пластов обычно применяется речная вода, забираемая непосредственно из рек или из артезианских скважин, р?/p>