Методы и технологии поддержания пластового давления

Б. Б. Квеско 
МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОДДЕРЖАНИЯ 
ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ 
Учебное пособие 
Инфра-Инженерия 
Москва-Вологда 
2018 
ϭ




ФЗ 
№436-ФЗ 
Издание не подлежит маркировке  
в соответствии с п. 1 ч. 4 ст. 11 
УДК 622.276 
ББК 33.36 
      К 32   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Квеско Б. Б.   
К 32     Методы и технологии поддержания пластового давления:  учебное 
              пособие/ Б. Б. Квеско. – М.: Инфра-Инженерия, 2018. – 128 с. 
ISBN 978-5-9729-0214-9 
Рассмотрены вопросы, касающиеся основной методики разработки  
нефтяных  месторождений  –  поддержания  пластового  давления,  а  также  
показаны  системы  поддержания  пластового  давления.  Исследованы  вто- 
ричные методы увеличения нефтеотдачи – закачка газа и методы заводне- 
ния.  Особое  внимание  уделено  гидродинамическим  методам  заводнения.   
Рассмотрены системы организации водоснабжения и техника подержания  
пластового давления закачкой воды. Кроме того, рассмотрена технология   
и техника использования глубинных вод, а также вспомогательное обору- 
дование.  Пособие  предназначено  для  студентов  направления  21.04.01 
"Нефтегазовое дело". 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
‹ Квеско Б. Б., автор, 2018 
‹ Издательство «Инфра-Инженерия», 2018 
 
ISBN 978-5-9729-0214-9 
Ϯ


ВВЕДЕНИЕ 
Основным источником первичного извлечения является природная энергия, которой на момент обнаружения данной залежи обладает находящееся в залежи углеводородное сырье.  
Когда пластовая энергия оказывается истощена, темп отбора 
нефти замедляется, но может быть восстановлен путем нагнетания 
в залежь источника вторичной энергии. 
 Таким образом, в основу вторичного извлечения нефти и газа 
положено искусственное введение в залежь источника энергии  
по стволу одной скважины для увеличения отбора нефти и газа 
из другой.  
Среди наиболее распространенных методов стимуляции вторичного извлечения наиболее значимыми являются заводнение залежи и нагнетание газа.   
Следует отметить, что система поддержания пластового давления является базовым методом разработки. 
ϯ

 
ГЛАВА 1. 
МЕТОДЫ ПОДДЕРЖАНИЯ  
ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (ППД) 
Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание 
пластового давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия могут быть иными,  
и они часто находят применение на истощенных месторождениях, 
находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление 
может оставаться на уровне первоначального или превышать его. 
Часто методы воздействия преследуют обе цели, т.е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. Масштабы применения методов воздействия на залежи 
нефти очень велики. Около 85 нефти добывается из пластов, благодаря методам искусственного воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды. 
Можно выделить следующие основные методы воздействия на 
пласт: 
А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт  
воды, к которому относятся: 
1. Законтурное заводнение. 
2. Приконтурное заводнение. 
3. Внутриконтурное заводнение. 
 
Последнее можно разделить на: 
a) разрезание залежи линейными или круговыми рядами 
нагнетательных скважин; 
ϰ
 

ДМБГБ 1  
b) блочная система заводнения;
c) очаговое заводнение;
d) избирательное заводнение;
e) площадное заводнение.
Б. Поддержание давления закачкой газа: 
1. Закачка воздуха.
2. Закачка сухого газа.
3. Закачка обогащенного газа.
4. Закачка газа при параметрах, близких к критическим.
Существуют так же, хотя и в очень ограниченных масштабах, 
другие специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных выше. К этим методам можно отнести закачку  
в пласт различных веществ, например, растворители, с последующим 
их проталкиванием сухим газом или водой (закачка сжиженного газа); карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицеллярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью и вытесняющим агентом - водой; газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при давлениях закачки в специальных аппаратах-газогенераторах. 
Основное назначение многих из этих методов - не поддержание 
пластового давления, а повышение коэффициента нефтеотдачи в сочетании с попутным эффектом - частичным поддержанием пластового давления. Объем растворителей при закачке должен составлять от 
5 до 15 объема пласта между линиями нагнетания и отбора. Для закачки газа требуются очень мощные компрессорные установки высокого давления (превышающие пластовое), что приводит к большим 
удельным расходам энергии на единицу добытой нефти по сравнению 
с закачкой воды. Для реализации закачки карбонизированной воды 
ϱ

НЖУПЕЬ Й УЖЦОПМПДЙЙЙ РПЕЕЖСЗБОЙа РМБТУПГПДП ЕБГМЖОЙа 
или углекислого газа необходимы большие количества углекислого 
газа, получение которого требует специальных капитальных вложений. 
1.1. Закачка газа [4] 
С энергетической точки зрения ППД закачкой газа - процесс 
более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. А именно, на вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой. Причины этого заключаются в следующем: 
1. При закачке воды необходимое забойное давление создается
как давлением воды на устье нагнетательной скважины,
так и большим гидростатическим давлением водяного столба
в скважине. При закачке газа, плотность которого значительно меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба примерно в 7-15 раз меньше водяного. Поэтому
необходимое забойное давление приходится создавать за
счет увеличения давления на устье (давление нагнетания),
вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа
в пласт.
2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до забойного давления, на что расходуется большое количество
энергии. Тогда как при закачке воды, вследствие ее «жесткости», энергия на сжатие практически равна нулю.
Кроме того, некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее количество закачиваемого газа увеличивается. 
ϲ

ДМБГБ 1  
Поэтому ППД закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях. 
Количество газа, необходимое для нагнетания в пласт только 
для поддержания на существующем уровне пластового давления, очевидно, равняется сумме объемов добытой нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям. 
Компрессоры, необходимые для осуществления ППД, подбираются в соответствии с давлением на устье и общим расходом нагнетаемого газа. 
При наличии на данном месторождении или поблизости мощного источника природного газа достаточно высокого давления его 
можно эффективно использовать для ППД. Это приводит к большому 
сокращению капитальных вложений (отпадает необходимость в строительстве компрессорных станций), и к сокращению энергетических 
затрат на закачку газа, составляющих главные статьи расходов на 
осуществление ППД закачкой газа в пласт.  
В качестве рабочего агента может быть использован не только 
сухой углеводородный газ, но и воздух, а также и углекислый газ, если имеются его источники. 
Использование углеводородного и углекислого газов более 
предпочтительно, так как их высокая растворимость в нефти приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте  
и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того, закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты более безопасна, 
чем закачка воздуха, при котором возможно образование взрывоопасных смесей с углеводородами. 
Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через НКТ, 
спускаемые до верхней части фильтра колонны. Кольцевое пространϳ

НЖУПЕЬ Й УЖЦОПМПДЙЙЙ РПЕЕЖСЗБОЙа РМБТУПГПДП ЕБГМЖОЙа 
ство между НКТ и обсадной колонной перекрывается пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на 
истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными. 
Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины 
увеличивают его удельный расход на энергетические затраты в ходе 
процесса. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. 
Прорывы газа в добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в добывающих скважинах и за химическим составом газа. Особенно просто 
выявляются такие прорывы при закачке воздуха, когда в извлекаемом 
газе резко увеличивается содержание азота, сопровождаемое увеличением газового фактора. 
Борьба с прорывами нагнетаемого газа ведется уменьшением 
отборов жидкости из скважин, в которых отмечается прорыв. В результате чего возрастает забойное давление в скважине и снижается 
или полностью прекращается поступление газа. Иногда приходится 
полностью закрывать скважину, в которую произошел прорыв газа. 
В некоторых случаях борьбу с прорывами ведут со стороны нагнетательной скважины, в которую вместе с газом закачивают воду, нефть 
или другую вязкую жидкость, заполняющую проницаемый про- 
слой и таким образом затрудняющую фильтрацию газа по такому 
прослою. 
В качестве закачиваемого газа наиболее часто применяется 
природный газ, в отдельных случаях это может быть азот или дымовые газы. Хотя величина суммарной нефтеотдачи, полученной по результатам закачки несмешивающегося с нефтью газа, обычно оказывается ниже нефтеотдачи, полученной при воздействии на залежь  
ϴ

ДМБГБ 1  
заводнением, в некоторых случаях данный метод оказывается единственной возможностью стимулировать процесс вторичного извлечения.  
Предпочтение рассматриваемому методу оказывается, при: 
x аномально низкой проницаемости, когда скорость нагнетания
воды может быть очень низкой;
x наличии в составе объекта разработки значительного количества глинистого материала, разбухающего при контакте с водой.
Метод нагнетания газа в залежь вверх по восстанию пласта 
Метод используется в залежах с крутым падением пластов 
и низкой проницаемостью (трещиноватые сланцы), что вызывает при 
нагнетании газа вверх по восстанию пласта эффективное замещение 
нефти за счет режима гравитационною дренирования. При этом нагнетание производится в первичную или вторичную газовую шапку.  
В пластах большей мощности с малым углом падения компримированный газ (вследствие более низкой плотности) оказывается 
сверху, что, при проницаемости •200 миллидарси, проводит к гравитационному разделению фаз [2].  
При малой мощности продуктивного пласта нагнетание газа 
может производиться сразу в несколько скважин, находящихся  
в пределах одной залежи, особенно если при первичной нефтеотдаче 
эксплуатация производилась в режиме растворенного газа. Выбор 
скважин на роль нагнетательных всегда производят исходя из сложившейся системы их размещения. 
Метод закачки газа в нижнюю часть пласта 
В условиях значительной вертикальной проницаемости горных 
пород миграция закачанного газа будет направлена вверх, в результате чего произойдет формирование вторичной газовой шапки, сопроϵ

 
НЖУПЕЬ Й УЖЦОПМПДЙЙЙ РПЕЕЖСЗБОЙа РМБТУПГПДП ЕБГМЖОЙа 
 
вождающееся вытеснением нефти в нижнюю часть залежи, откуда 
последняя будет вытекать в пробуренные скважины. 
1.2. Поддержание пластового давления заводнением 
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 [4]. К числу 
таких характеристик относится количество нагнетаемой воды. При 
искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит 
при пластовом давлении выше давления насыщении, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым 
условиям. 
Так как в этом случае скважинная 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: 


/
наг
B
H
H
B
B
ут
Q
b
Q
b
Q
b
Q
k
˜
 
˜

˜

˜
               (1.1) 
 
где  
наг
Q
 - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных 
условиях (м3/г); 
B
b
 - 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 
1,01
B
b  
); 
H
Q  - объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти); 
ϭϬ