^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 (рис. 77). 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.
Если площадь нефтяной залежи значительная по размерам, то для интенсификации ее разработки применяют внутри-контурное заводнение. Сущность этого метода состоит в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, которые располагаются вдоль намеченных линий разрезания внутри контура нефтеносности. Таким образом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно (рис. 78, а).
Внутриконтурное заводнение в СССР впервые было осуществлено на Ромашкинском нефтяном месторождении (Татарская АССР), которое разрезано рядами нагнетательных скважин на 20 с лишним обособленных эксплуатационных площадей.
В ряде случаев для интенсификации разработки применяют комбинацию законтурного заводнения с внутрикон-турным (центральным) или очаговым заводнением (рис. 78, б, е).
Для поддержания пластового давления в нефтяной залежи на заданном уровне объем закачиваемой воды в процессе заводнения должен равняться объему извлекаемых из залежи нефти, газа и пластовой воды. Во время проектирования процесса заводнения пласта учитываются возможные потери воды в результате утечки ее в периферийные зоны пласта. При внутриконтурном заводнении возможен уход части нагнетаемой воды в верхние или нижние пласты через неплотности в цементном кольце отдельных скважин.
| Рис. 77. Схема законтурного заводнения: / — нефтяные скважины; 2 — нагнетательные скважины; 3 — контрольные скважины; 4 — внутренний контур нефтеносности; 5 — внешний контур нефтеносности | |
| Рис. 78. Схемы внутриконтурного заводнения: 1 — нагнетательные скважины; 2 — эксплуатационные скважины | |
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, размещаемых в пойме этих рек.
Часто для заводнения нефтяных пластов используются воды глубинных водоносных горизонтов, если они имеются на площади разрабатываемого месторождения или вблизи от него.
Для заводнения продуктивных пластов многих нефтяных месторождений Западной Сибири используются подземные воды мощных водоносных отложений, залегающих выше продуктивных горизонтов. Дебиты скважин, пробуренных на эти горизонты, достигают 3000—4000 м3/сут.
Наряду с указанными источниками водоснабжения во всех случаях следует использовать пластовые воды, извлекаемые на поверхность из разрабатываемых залежей нефти. Такое использование пластовых вод позволяет решить другую важную задачу — предотвращает загрязнение территории промыслов и водоемов сильно минерализованными водами. Однако количество добываемой вместе с нефтью воды обычно бывает недостаточным для полной компенсации отбора всей жидкости из залежи, особенно в первые периоды ее разработки, когда обводненность нефти еще небольшая. Пластовые воды в большинстве случаев является лишь дополнительным источником водоснабжения для заводнения нефтяных пластов.
Вода, предназначенная для закачки в пласт, должна быть по возможности чистой, не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа, сероводорода, углекислоты, нефти, а также органических примесей (бактерий и водорослей).
Для очистки воды в системах заводнения пластов сооружают водоочистные установки.
Вода, поступающая на водоочистную установку, в зависимости от ее качества с целью очистки подвергается:
1) коагуляции — укрупнению мельчайших взвешенных в воде частиц с образованием осаждающихся хлопьев;
2) фильтрации — очистке от взвешенных частиц после коагуляции (обычно в песчаных фильтрах);
3) обезжелезиванию — удалению закисей или окисей железа, которые в противном случае могут в пласте выпадать в осадок;
4) смягчению — подщелачиванию гашеной известью;
5) хлорированию — ликвидации микроорганизмов, бактерий;
6) стабилизации — придании воде стабильности по химическому составу и особенно по предупреждению обогащения ее железом, поскольку вода закачивается в пласт по стальным трубам.
В зависимости от свойств воды схема подготовки ее может быть различной. Например, при использовании поверхностных вод можно исключить обезжелезивание воды и т. п. Иногда достаточно пропустить воду через песчаные фильтры с целью освобождения ее от механических примесей. Подрусловые воды, которые широко используются при заводнениях на промыслах восточных районов, практически не нуждаются и в такой очистке. Прошедшие через естественные фильтры эти воды почти не содержат механических примесей. Минерализованные воды водоносных пластов нефтяных месторождений (например, в Западной Сибири) также, как правило, не нуждаются в специальной обработке.
Рис. 79. Схема водоочистной станции
На рис. 79 показана схема водоочистной станции при использовании для нагнетания в пласт воды из открытых водоемов. Вода из водоема после добавки в нее необходимого количества коагулянта из дозирующего устройства 2 для укрупнения мелких механических частиц, насосами 1 первого подъема направляется в смеситель 3. (Наиболее распространенный в практике обработки воды коагулянт — сернокислый алюминий (иначе называемый сернокислым глиноземом). Количество коагулянта в каждом случае выбирают в зависимости от мутности воды и характеристики взвеси). В смесителе при подъеме воды с постоянно снижающейся скоростью происходит коагуляция мелких взвешенных частиц. Затем вода попадает в осветлитель 4, в котором при повороте потока на 180° оседает основное количество взвешенных частиц. Остальное количество взвесей задерживается в гравийных фильтрах 5. Очищенная вода накапливается в резервуарах 6, из которых насосами 7 направляется на кустовые насосные станции и далее распределяется по нагнетательным скважинам.
Схемы водоснабжения для заводнения пластов могут отличаться друг от друга в зависимости от местных условий каждого района. Однако любая схема, когда используются поверхностные водоемы в качестве источников водоснабжения, состоит из следующих основных элементов (рис. 80):
1) водозаборных сооружений, предназначенных для забора воды из источников и подачи ее в водопроводную сеть или на водоочистную установку;
2) водоочистной установки (если требуется очистка воды);
3) сети магистральных и разводящих водоводов;
4) насосных станций для подачи воды в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины;
5) нагнетательных скважин.
Кустовые насосные станции, предназначенные для непосредственной закачки воды в пласт через нагнетательные скважины, оборудуются мощными многоступенчатыми центробежными насосами с подачей до 150 м3/ч и с развиваемым давлением до 10—20 МПа (100—200 кгс/см2). В зависимости от числа установленных насосов (с учетом резерва) рабочая подача одной кустовой станции составляет 4—10 тыс. м3 воды в сутки. Каждая кустовая станция может обслуживать до 20 нагнетательных скважин.
Вода распределяется по нагнетательным скважинам через водораспределительные батареи, устанавливаемые на каждой кустовой станции. Через батареи регулируется подача воды в каждую скважину; установленные на них диафрагменные счетчики замеряют и учитывают закачиваемую воду.
| Рис. 80. Схема водоснабжения для законтурного заводнения: 1 — скважины подруслового водозабора; 2 — насосная станция первого подъема; 3 — открытый водозабор; 4— станция водоочистки; 5 — кустовые насосные станции; 6 — площадь размещения нефтяных скважин; 7 — нагнетательные скважины |
В залежах нефти с газовой шапкой или большими углами падения пород поддержание давления достигается нагнетанием газа или воздуха в повышенную ее часть (газовую шапку). Для поддержания пластового давления в этой залежи путем закачки газа в пласт с начала его разработки требуется строительство мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитанными на высокое давление, так как давление нагнетания должно быть на 10—20% выше пластового. Сооружение таких компрессорных станций со всем подсобным хозяйством связано с затратой значительных капиталовложений и является весьма трудоемкой работой. Поэтому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового давления на уровне, который может быть обеспечен давлением стандартных, выпускаемых промышленностью компрессоров (5—12 МПа),т. е. закачку газа начинают на более поздней стадии его разработки.
Газ или воздух обычно нагнетается в скважины, располо; женные в присводовой части залежи. При этом 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 нагнетать также и воздух. Нагнетание воздуха в газовую шапку нежелательно, так как это приводит к значительному ухудшению свойств 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. м3 газа.
Если нефтяная залежь разрабатывается без поддержания пластового давления, первоначальные запасы пластовой энергии быстро расходуются. В результате дебиты скважин снижаются незначительно. При этом в залежи остаются огромные количества нефти.
Для повышения текущей добычи нефти из таких «истощенных» залежей и увеличения суммарной нефтеотдачи применяют вторичные методы добычи нефти — те же методы нагнетания в пласт воды воздуха или газа, но в меньших объемах и при меньших давлениях, чем при процессах поддержания пластовых давлений. Нагнетание в пласт воды или газа при этом осуществляется чаще всего по всей площади нефтяной залежи (площадное заводнение, площадная закачка газа или воздуха в пласт).
Нагнетательные скважины располагаются непосредственно в нефтяной зоне, между эксплуатационными скважинами. Обычно в качестве нагнетательных используют нефтяные скважины, выбывшие из эксплуатации по тем или иным причинам.
Регулирование процесса площадного заводнения или площадной закачки газа в пласт преследует цель равномерного проталкивания нефти к забоям эксплуатационных скважин. Это достигается ограничением закачки воды или газа в скважины, являющиеся очагами их прорывов по отдельным направлениям, ограничением отбора нефти из эксплуатационных скважин или, наоборот, путем увеличения объема закачиваемых воды или газа и усиленного отбора нефти из отдельных скважин или групп скважин.
