6.6 Форсований відбір рідини – метод інтенсифікації видобування нафти

Серед методів розробки нафтових родовищ форсований відбір рідини класифікується як метод підвищення нафтовіддачі. Таке твердження ґрунтується на практиці розробки нафтових родовищ на пізній стадії, коли в умовах високого обводнення продукції свердловин за рахунок форсування відборів вдавалося отримати збільшення видобутку нафти.

Стосовно розробки морських нафтових родовищ форсування відбору рідини особливо актуальне і, насамперед, тому, що регламентування тривалості розробки родовищ, яка визначається терміном служби морських гідротехнічних споруд, вимагає здійснення якомога більших відборів рідини зі свердловин.

Принципова відмінність технології форсованого відбору рідини з морських свердловин полягає в тому, що форсування починається після досягнення 50 -60% обводненості, в той час як у класичних роботах В.Н. Щелкачева, Г.П. Ованесова, С.Т. Овнатанова рекомендоване форсування за обводненості в 80 -85%. Причиною більш раннього форсування відборів, крім названого регламенту, на тривалість розробки, є те, що при розробці багатопластових родовищ, коли в один об'єкт об'єднується декілька пластів, додаткове зниження вибійного тиску у видобувних свердловинах позитивно впливає на відпрацювання запасів нафти з окремих пропластків.

З теоретичних досліджень відомо, що збільшення перепаду тисків між тиском на лінії нагнітання і тиском у видобувних свердловинах у багатопластовому об'єкті розробки сприяє прискореному просуванню вод в нижньому об'єкті, що позитивно впливає на процес розробки, коли ставиться питання про виключення з розробки високообводнених пластів.

Причиною зростання відбору нафти з малопроникних пропластків при форсуванні відбору може бути те, що за недостатнього градієнта тиску в малопроникному пропластку, коли він в інтервалі фільтра перебуває в контакті з водою, що надходить з високопроникного пропластка, за рахунок капілярних сил може відбуватися просочення малопроникного пропластка водою.

У науково-технічній нафтовій літературі цей вплив названо протиплинним просоченням. При створенні в привибійній зоні свердловин сприятливих умов для прояву протиплинного просочення це спричиняє зниження припливу нафти з малопроникного пропластка.

Обмеженням для застосування форсованого відбору може бути інтенсивне піскопроявленя свердловин, коли зі свердловини виноситься велика кількість піску, утворюються піщані пробки, виникають поломки колон. У пластах з проявленням пластичної деформації (такими пластами, як правило, є теригенні пласти з глинистим цементом) форсований відбір рідини вимагає особливого підходу. Саме в таких пластах не рекомендується різко збільшувати депресію. Форсування здійснюється за плавного зростання відбору на 5 -10% з періодичністю 7 -10 днів.

З викладеного випливає, що форсований відбір буде супроводжуватись істотним зростанням видобутку попутної пластової води, скидання якої в море може бути категорично заборонено. Пластові води можуть містити сірководень, вуглекислоту, плівкову нафту та ін. У зв'язку з цим питання утилізації пластових вод повинні бути вирішені до прийняття рішення про форсований відбір рідини. У практиці розробки морських нафтових родовищ Нафтові камені, острів Піщаний-море та ін. пластові води направляються в систему підтримання пластового тиску і запомповуються після відповідної підготовки в нафтопродуктивні пласти.

Обґрунтувавши необхідність і доцільність форсованого відбору рідини зі свердловин, залишається з^’ясувати як це здійснити на практиці.

Відомо, що основними способами механізованої експлуатації морських свердловин є газліфт і рідше електровідцентрові насоси. Якщо на морському нафтопромислі здійснюється газліфтна експлуатація, то перешкодою для широкого впровадження форсованого відбору рідини може стати недостатня потужність компресорних устатковань або відсутність газу для газліфта. Остання перешкода на пізній стадії розробки родовища, коли вміст води в продукції свердловин сягає 80-90%, може бути подолана переведенням газліфта на ерліфт. За малої кількості газу в рідині, що підіймається ерліфтом, вибухонебезпечні суміші газу з повітрям не утворюються.

При достатній потужності газокомпресорних станцій продуктивність свердловин при газліфті (ерліфті) може бути дуже високою. Практика форсованого відбору рідини в Азербайджані при використанні ерліфта є прикладом, коли при однорядному піднімачі вдавалося вилучати до 1000 м³/доб рідини за обводненості 98-99%.

При експлуатації свердловин ЕВН для переходу на форсований відбір потрібно підібрати насоси високої продуктивн

Рисунок 6.18 – Принципова схема устатковання ЕВН-газліфт:

1 – ЕВН; 2 – НКТ; 3 – муфта; 4 – робочий клапан; 5 – пусковий клапан

ості та напору.

Заслуговують уваги розробки Технічного університету нафти і газу ім. І.М.Губкіна, який запропонував для форсування відбору використати тандемні устаткування ЕВН – газліфт. Принципову схему такого устатковання зображено на рис. 6.18.

З рисунка неважко зробити висновок, що ЕВН працює у свердловині практично в безгазовому середовищі, коли його продуктивність близька до максимальної для даного напору. Вище за насос газ поступає в НКТ і піднімання рідини відбувається за рахунок енергії газу, що розширяється.

Якщо нафта родовища характеризується високою в'язкістю, то форсування відбору може досягатися тандемними устаткованнями ЕВН - струминний насос (Розробник: Технічний університет нафти і газу ім. І.М.Губкина^*).

Принципову схему устатковання зображено на рис. 6.19 а, в. (Основні елементи устатковань наведено в підписі під рисунком).

а б

Рисунок 6.19 – Тандемне устатковання ЕВН-струминний насос:

а – без дифузора з воронкою для сепаруючого газу з зворотним клапаном; б – з камерою змішування і дифузором; 1 – устатковання ЕВН; 2 – колона НКТ; 3 – муфта; 4 – сопло; 5 – приймальна камера; 6 – камера змішування; 7 – дифузор; 8 – зворотний клапан; 9 - воронка

Принципова відмінність устататковань а і в полягає в тому, що в устаткованні а відсутній дифузор і змішування робочої рідини та рідини, що відпомповується, відбувається безпосередньо в НКТ. Крім того, устатковання а обладнано зворотним клапаном (8), який запобігає витіканню рідини з труб при короткочасних зупинках ЕВН, і воронкою (9), за допомогою якої потік рідини, що відпомповується, і газу прямує в приймальну камеру насоса (5).

Промислові випробування устатковань ,,ЕВН - струминний насос’’ показали, що загальний к.к.д. устаткованя може бути вищим, ніж к.к.д. окремого устатковання струминного насоса. Це досягається за рахунок скорочення гідравлічних втрат під час транспортування робочої рідини від гирла до струминного апарата, крім того за рахунок змішування рідини і газу в струминному апараті та створення дрібнодисперсної емульсійної структури виключається випереджувальний рух газу (проковзування газу), що спричиняє зростання к.к.д. самого піднімача (ліфта).

Показані схеми тандемних устатковань в порівнянні зі струминними насосами, що застосовуються, відрізняються тим, що в них використовується однорядний піднімач і відсутній пакер, що істотно спрощує схему. Ще однією особливістю тандемного устатковання «ЕВН –струминний насос» є те, що робота і ЕВН і струминного насоса визначається залежністю «напір -подача», а тому є підстави стверджувати, що устатковання загалом має здатність самоналагоджуватись за зміни режимів відбору рідини зі свердловини, пов'язаних із зміною пластового тиску, властивостей рідини, що відпомповується, продуктивності свердловини.