Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды

Техника и технология ППД закачкой воды связана с некоторыми понятиями и определениями, которые характеризуют процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой, сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих скважин и др. К числу таких характеристик относится количество нагнетаемой воды. При искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям, г. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды, а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям:

, (3.1)

Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м³/г); bв - объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления (для обычных пластовых температур и давлений bв = 1,01); Qн - объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти); bн - объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления. (Для каждого конкретного пласта bн определяется экспериментально на установках pVT или приближенно рассчитывается по статистическим формулам. Обычно bн = 1,05 - 1,30, но иногда достигает величины 2,5 для нефтей грозненских месторождений верхнего мела); Qв - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях; bв^' - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента для пресной воды; Qут - объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); k - коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов и по другим технологическим причинам. Обычно коэффициент k = 1,1 - 1,15.

Из уравнения (3.1) находят расход нагнетаемой воды Qнаг. Очевидно, число нагнетательных скважин nнаг, их средний дебит qнаг и расход нагнетаемой воды Qнаг связаны соотношением

. (3.2)

Если по результатам опытной эксплуатации нагнетательных скважин или по результатам расчета известен их дебит qнаг, то из (3.2) определяют необходимое число нагнетательных скважин nнаг. Если nнаг предопределено схемой размещения скважин, то из (3.2) определяют средний дебит нагнетательной скважины qнаг, который зависит от гидропроводности пласта в районе нагнетательной скважины и от репрессии, т. е. от величины давления нагнетания воды.

Дебит нагнетательной скважины находят гидродинамическими расчетами всей системы добывающих и нагнетательных скважин или приближенно по формуле радиального притока, преобразованной для репрессии. Давление нагнетания и дебиты должны находиться в технически осуществимых пределах и не должны превышать возможностей технологического оборудования. Некоторое регулирование этих величин возможно воздействием на призабойную зону нагнетательных скважин для улучшения их поглотительной способности (кислотные обработки, гидроразрывы и др.).

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.

Коэффициент текущей компенсации

. (3.3)

- отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт < 1, закачка отстает от отбора н следует ожидать падения среднего пластового давления. Если mт > 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации

. (3.4)

Числитель в (3.4) - суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель - суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом, если mн < 1, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального, так как закачка не скомпенсировала суммарный отбор. Если mн = 1. среднее пластовое давление восстанавливается до начального пластового давления, так как закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей.

Если mн > 1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано.

По определению

. (3.13)

или

, (3.14)

где F - заштрихованная площадь эпюры давлений.

Забойные давления нагнетательных скважин могут быть различны. Закон распределения давления вокруг забоя скважин близок к логарифмическому. Используя формулу для распределения давления при радиальном течении, можно построить кривые распределения давления между нагнетательными скважинами. Таким образом, по эпюре распределения давления вдоль линии нагнетания в реальном конкретном случае может быть определена площадь эпюры F, а по формуле (3.14) найдено давление на линии нагнетания. Существуют весьма простые расчетные методы определения давления на линии нагнетания, однако эти методы справедливы только при одинаковых забойных давлениях во всех нагнетательных скважинах, равных расстояниях между скважинами и однородном пласте. Расчетная формула имеет вид

(3.15)

где Рн - давление на забоях нагнетательных скважин (во всех скважинах одинаковое); Q - суммарный дебит нагнетательного ряда;

- внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательного ряда.

Здесь μ - вязкость воды; k - проницаемость; h - толщина пласта; n - число скважин в ряду; σ - половина расстояния между нагнетательными скважинами; rпр - приведенный радиус нагнетательной скважины.

Давление на линии отбора определяется аналогично, т. е. как среднеинтегральное давление вдоль линии добывающих скважин.

В добывающих скважинах депрессионная воронка обращена вершиной вниз (рис. 3.4). Давление на линии отбора равно

(3.16)

или

, где F - площадь заштрихованной эпюры.

При аналитических расчетах

где Рс - давление на забоях добывающих скважин данного ряда (одинаковые во всем ряду); Q - дебит добывающих скважин данного ряда, расположенных в пределах длины S.

Среднее давление на линии нагнетания меньше забойных давлений в нагнетательных скважинах (Рн^' < Рн), а среднее давление на линии отбора больше забойных давлений в добывающих скважинах (Pс^' > Pс). Величина Рн^' - Pс^' = Δр, называется депрессией между линией нагнетания и линией отбора. От величины этой депрессии зависит дебит добывающих рядов скважин, который увеличивается с ростом Δр. Увеличение депрессии может быть достигнуто как за счет увеличения давления на линии нагнетания рн, так и за счет снижения давления на линии отбора Pс.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: