Система ППД

Введение

Ознакомившись с информацией  о поддержании пластового давления, как я понял в настоящее  время методы ппд применяются  с первого периода разработки залежи. Процесс нагнетания воды в  продуктивный пласт через нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления называется заводнением. Можно сказать, что это метод искусственного создания водонапорного режима разработки в гидродинамически изолированных залежах и залежах, плохо связанных с областью питания, путем закачки воды в пласт с поверхности через нагнетательные скважины. Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются в водоносной части залежи, т. е. за контуром нефтяной залежи. Нагнетаемая вода начинает вытеснять нефть в направлении к эксплуатационным скважинам. Законтурное заводнение, как правило, применяется на малых и средних по размерам нефтяных залежах, преимущественно пластовых сводовых. Внутриконтурное заводнение характеризуется тем, что нагнетательные скважины располагаются не только за контуром нефтяной залежи, но и внутри самого контура. Внутриконтурное заводнение, как правило, применяют на больших залежах нефти, где из-за значительной их протяженности энергии законтурных скважин бывает недостаточно. Очень крупные нефтяные залежи разбиваются рядами нагнетательных скважин на отдельные более мелкие блоки.

Система поддержания  пластового давления

Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Поддержание пластового давления - процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади  нефтяных залежей. Его создают путём блокового, осевого, барьерного, площадного, очагового или избирательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

Поглотительная способность  нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так  же как производительность нефтяной скважины — коэффициентом продуктивности. Коэффициент приемистости – сколько воды скважина может вместить. Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания:

К_п = Q₁ – Q₂/P₁ – P₂

Коэффициентом вытеснения нефти водой η₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Коэффициентом охвата пласта η₂ воздействием  называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

 

Законтурное заводнение

 

 

 

Недостаточное продвижение контурных  вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и  уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 1).

Сущность этого явления заключается  в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления  производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности). При этом линию нагнетания   намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Это расстояние зависит от таких факторов, как:

• степень разведанности залежи – степень достоверности установления местоположения внешнего контура нефтеносности, что в свою очередь зависит не только от числа пробуренных скважин, но и от угла падения продуктивного пласта и от его постоянства;
• предполагаемое расстояние между нагнетательными скважинами;
• расстояние между внешними и внутренними контурами нефтеносности и между внутренним контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин.

Чем лучше степень  разведанности, чем достовернее  определено местоположение внешнего контура  нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания.

Значение вышеперечисленных  факторов уменьшается по мере увеличения неоднородности и изменчивости пласта от участка к участку по толщине и проницаемости. Так как изменение именно этих параметров сильно сказывается на фильтрационном потоке и, следовательно, на характере перемещения контуров нефтеносности. Поэтому обычно нагнетательные скважины размещают, возможно, ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин.

Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму.

Благоприятными геологическими условиями для этого вида заводнения   являются:

• однородные коллекторские свойства пласта или их улучшение в периферийной части залежи;
• малая относительная вязкость нефти;
• высокая проницаемость коллектора;
• сравнительно однородное строение пласта;
• небольшая ширина залежи (4 – 5 км).
• хорошая гидродинамическая связь продуктивной и законтурной части пласта.

Нефтеизвлечение в благоприятных  ситуациях может достигать 60-65%. При  законтурном заводнении на одну нагнетательную обычно приходится четыре-пять добывающих скважин.

При этих условиях эксплуатационные скважины располагают вдоль внутреннего  контура нефтеносности кольцевыми рядами. При нагнетании воды создается  искусственный контур питания, приближенный к зоне разработки пласта. При законтурном заводнении не нарушается естественное течение процесса, а лишь интенсифицируется, приближая область питания непосредственно к залежи.

Приконтурное  заводнение

 

 

 

 

 

 

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части, а также когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Уменьшение проницаемости  в законтурной части пласта резко  снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область.

Плохая связь залежи с водоносной частью пласта бывает обусловлена ухудшением проницаемости  пласта вблизи водонефтяного контакта. Такие явления характерны для  карбонатных коллекторов, где вторичные  геохимические процессы могут приводить к закупорке пор солями и твердыми битумами. Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

Внутриконтурное заводнение

 

При внутриконтурном  заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта. Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным.

На сегодняшний день применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:

• разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;
• барьерное заводнение;
• разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;
• сводовое заводнение;
• очаговое заводнение;
• площадное заводнение.

Система заводнения с  разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды. Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между нагнетательными скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. В рассматриваемом способе воду закачивают в пласт через скважины, расположенные рядами (линиями) разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения сначала эксплуатируются при возможно более высоких дебитах.

 

 

В результате прискважинные зоны пласта очищаются, и пластовые давления в ряду уменьшаются. Затем скважины в ряду осваивают через одну под нагнетание, в то время как в промежуточных скважинах ряда продолжается интенсивная добыча. При этом нагнетаемая в пласт вода перемещается вдоль разрезающего пласта. После обводнения промежуточных нагнетающих скважин они также переводятся под закачку воды. Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин (не более 5 – 7). Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки   нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная.

По характеру взаимного  расположения нефтедобывающих и  водонагнетательных скважин различают  несколько разновидностей внутриконтурного заводнения:

Сводовое  заводнение. При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него.   Если размеры залежи превышают оптимальные, то   это заводнение сочетают с   законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.

Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.

Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади.

Центральное заводнение как разновидность кольцевого (вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).    

Очаговое  заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения, это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами.