Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Поддержание пластового давления. Нестационарное заводнение



В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах.

С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие:

I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, которое подразделяется на:

1. Законтурное заводнение;

2. Приконтурное заводнение;

3. Внутриконтурное заводнение;

4. Циклическое заводнение.

5. Внутриконтурное заводнение подразделяется на:

· разрезание залежи рядами нагнетательных скважин;

· блочное заводнение;

· очаговое заводнение;

· избирательное заводнение;

· площадное заводнение.

II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт:

· закачка сухого газа;

· закачка воздуха;

· попеременная закачка воды и газа.

III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимерами:

- полимерное воздействие;

- термополимерное воздействие;

- биополимерное воздействие.

IV. Закачка в пласт оторочек оксидата (продукт окисления жидких легких углеводородов кислородом воздуха).

V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ (ПАВ), растворителей и т.д.

VI. Тепловые методы воздействия на пласт:

- паротепловое воздействие (ПТВ);

- воздействие горячей водой (ВГВ);

- импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);

- импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П));

- термоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП);

- тепловая обработка призабойной зоны пласта.

VII. Внутрипластовое горение.

Технология поддержания пластового давления закачкой воды в пласт. Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.

При законтурном заводнении закачка воды в пласт осуществляется через нагнетательные скважины, пробуренные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами определяется в технологической схеме разработки данного месторождения. Линия нагнетательных скважин распределяется примерно в 400-800 м от внешнего контура нефтеносности с целью создания равномерного воздействия на залежь, предупреждения образования преждевременных языков обводнения и прорывов воды к эксплуатационным скважинам.

Законтурное заводнение обычно применяется на небольших по размерам и запасам нефтяных месторождениях, в залежах с хорошими коллекторскими свойствами, как по толщине пласта, так и по площади. При таких условиях законтурное заводнение обеспечивает более полную выработку запасов, вытесняя нефть к стягивающим рядам добывающих скважин. К недостаткам законтурного заводнения можно отнести повышенный расход закачиваемой воды из-за частичного ухода за пределы линии нагнетания; замедленное реагирование на залежь из-за удаленности линии нагнетания от добывающих скважин и т.д.

Более эффективное воздействие на залежь нефти достигается, когда нагнетательные скважины размещаются (бурятся) внутри контура нефтеносности, в водонефтяной зоне пласта, в более проницаемых участках залежи.

Такое заводнение называют приконтурным заводнением. Приконтурное заводнение применяется:

- на небольших по размерам залежах;

- при недостаточной гидродинамической связи продуктивного пласта с внешней областью;

- с целью интенсификации процесса добычи нефти, т.к. фильтрационные сопротивления между нагнетательными и добывающими скважинами сокращаются за счет их сближения. В то же время вероятность образования языков обводнения и неконтролируемых прорывов воды к отдельным нефтедобывающим скважинам увеличивается.

Более эффективной системой воздействия на залежи нефти позволяющей быстрее наращивать добычу нефти, сокращать срок выработки запасов и повышать конечное нефтеизвлечение, является внутриконтурное заводнение. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются (бурятся) внутри контура нефтеносности. Выбор схемы расположения и сетки нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, физико-химическими свойствами нефти т.д.

 
 

В последние годы для интенсификации разработки нефтяных месторождений распространенным методом стал метод искусственного «разрезания» залежи на отдельные площади или блоки за счет закачки воды в ряды нагнетательных скважин, расположенных вдоль намеченных линий разрезания внутри естественного контура нефтеносности. При этом создаются близкие к эксплуатационным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно (рис. 111).

В начальный период при внутриконтурном заводнении нагнетают в нефтяную залежь. Далее в процессе нагнетания водой в залежи вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной вал, разделяющий залежь на части. Для более быстрого освоения процесса внутриконтурного заводнения закачку воды ведут не во все нагнетательные скважины разрезающего ряда, а через одну скважину, а промежуточные скважины ряда эксплуатируются временно как нефтяные с форсированным отбором нефти. По мере обводнения эти скважины осваиваются и переводятся в нагнетательные. Впервые в нашей стране внутриконтурное заводнение было осуществлено на крупнейшем нефтяном месторождении в Татарии - на Ромашкинском месторождении, которое было разрезано рядами нагнетательных скважин на 26 обособленных эксплуатационных площадей.

Внутриконтурное заводнение дает возможность увеличивать темпы отбора нефти и сокращать сроки разработки крупных нефтяных месторождений. В некоторых случаях для интенсификации разработки нефтяного месторождения используют комбинированное воздействие, т.е. законтурное (приконтурное) заводнение с внутриконтурным центральным заводнением. Например, при центральном заводнении в центре нефтяной залежи бурят батарею (рис. 112) или кольцевой ряд нагнетательных скважин (рис. 113). В тех случаях, когда проницаемость пород в периферийных участках нефтяной залежи значительно снижается, тогда возможно применять осевое заводнение, когда нагнетательные скважины бурятся вдоль оси складки (рис. 114).


Чтобы удерживать среднее пластовое давление в нефтяной залежи на одном уровне, объем воды, закачиваемый в пласт при заводнении, должен быть равным объему, добываемому из пласта жидкости и газа. На многих нефтяных месторождениях с пластовым давлением, превышающим давление насыщения нефти газом - одна тонна извлеченной нефти вместе с попутным газом занимает в пластовых условиях объем, равный 1,4-1,6 м3. Это означает, что для извлечения из пласта одной тонны нефти в пласт необходимо закачать 1,4-1,6 м3 воды. В то же время, как показывает практика, соответствие объемов извлекаемой из пласта на поверхность и нагнетаемой в пласт жидкости не обеспечивает поддержания пластового давления на одном уровне. Это является следствием того, что при внутриконтурном заводнении часть закачиваемой воды уходит в периферийные водяные зоны пласта, отдельные непродуктивные пропластки, в верхние или нижние пласты и т.п. Необходимо учитывать и то, что некоторое количество воды теряется на поверхности (порывы водоводов и т.д.).

 
 

В среднем, ориентировочно, принято считать, что непроизводительные потери воды при внутриконтурном заводнении составляют 15-20% от общего закачиваемого объема воды. Отсюда следует, что для эффективного внутриконтурного заводнения необходимо на извлечение из пласта 1 тонны нефти с газом закачивать от 1,6 до 1,8 м3 воды. Если требуется повысить пластовое давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше.

В настоящее время применяется несколько систем внутри-контурного заводнения, которые отличаются друг от друга расположением нагнетательных скважин, последовательностью ввода их в эксплуатацию, темпами закачки воды в пласт, а также отборами нефти из нефтедобывающих скважин.

 
 

При внутриконтурном заводнении применяют и очаговое заводнение. Очаговое заводнение применяется в тех случаях, когда на отдельных участках залежи нет влияния от заводнения, вследствие чего на этом участке падает пластовое давление и, соответственно, падают дебиты нефти в добывающих скважинах. При очаговом заводнении выбирают в центре участка нефтедобывающую скважину, переводят ее в нагнетательную и начинают закачку воды, в результате чего обеспечивается воздействие закачиваемой водой на окружающие нефтедобывающие скважины. Применяется также избирательная система внутриконтурного заводнения. Наиболее интенсивной системой воздействия на пласт считается площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе размещаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются (рис. 115).

При пятиточечной схеме на одну нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме - две добывающие, а при девятиточечной - три добывающие скважины, так как нагнетательные скважины не дают продукцию, то девятиточечная схема как бы наиболее экономичная, но интенсивность воздействия на залежь при этом значительно меньше и вероятность появления целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины намного больше. С целью интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения в продуктивный пласт нагнетают газ или воздух, а также осуществляй ют попеременную закачку воды и газа в пласт.

Попеременная закачка воды и газа в продуктивные пласты. Усовершенствованной системой воздействия на нефти со сложным строением является попеременное нагнетание воды и газа в пласт. В конце 1971 года на основе анализа разработки Журавлевско-Степановского месторождения Оренбургской области был обоснован и прошел промышленное испытания метод попеременного нагнетания в нефтяную залежь воды и газа с целью повышения эффективности процесса вытеснения и повышения конечного нефтеизвлечения.

Сущность этого метода заключается в следующем. Газ, при нагнетании его в продуктивный пласт, внедряется, прежде всего в высокопроницаемые пропластки, снижает в них фазовую проницаемость для воды, вследствие чего при последующем нагнетании воды в продуктивный пласт выравнивается фронт вытеснения и тем самым повышается охват пласта воздействием. Нагнетаемая вслед за газом вода проталкивает его за счет уменьшения вязкости в малопроницаемые плотные пропластки, откуда вытеснение нефти будет происходить в результате поршневого и увлекающего вытеснения газа. Метод попеременной закачки воды и газа в пласт является вариантом импульсного воздействия на пласт, так как в этом случае создаются более благоприятные условия для проявления капиллярных сил вследствие двукратного увеличения поверхностного натяжения воды на границе с нефтью.

Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость, также способствует повышению эффективности процесса вытеснения нефти водой. В условиях трещиноватого пласта эти процессы будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гравитационное перераспределение вытесняющего агента в нефти усиливаются: растворимость - вследствие увеличения поверхности контакта, а гравитационное перераспределение - за счет свободы потоков в открытых трещинах.

Гравитационное перераспределение по мощности пласта нефти и нагнетаемого газа создает условие, препятствующее опережающему обводнению пласта по подошве в залежах с высокой вязкостью нефти. Кроме того, утилизация попутного газа на ранней стадии разработки, ввиду отсутствия потребителей, решает одну из важных задач охраны окружающей среды и недр. Опытно-промышленные работы по данному методу были проведены на Журавлевско-Степановском месторождении Оренбурга в 1971-1974 годы (авторы В.И. Кудинов, И.А. Поворов) и дали хорошие результаты. По данным исследовательских и опытно-промышленных работ конечное нефтеизвлечение при попеременной закачке воды и газа в пласт увеличивается на 8-10%.

Дальнейшее промышленное внедрение этого метода сдерживается отсутствием малогабаритных на высокое давление и производительность компрессоров.

К воде для закачки ее в пласт предъявляются высокие требования. Вода должна иметь хорошие нефтевымывающие свойства, не вступать в химическую реакцию с пластовыми водами с образованием нерастворимых осадков солей, при взаимодействии с глинистыми частицами пород пласта не вызывать их набухание, не иметь в своем составе механических взвешенных частиц, нефтепродуктов, микроорганизмов и т.д.

Источниками водоснабжения для заводнения пластов являются воды открытых поверхностных водоемов (реки, озера, моря, океаны), подрусловые воды, пластовые воды глубокозалегающих водоносных горизонтов и др.

Промысловыми исследованиями доказано, что наилучшими водами для заводнения пластов являются промысловые сточные воды, образуемые из пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью из пласта, технические воды, применяемые на промысловых установках подготовки нефти, паводковые, дождевые и ливневые воды.

Вода, используемая для заводнения, обычно содержит определенное количество различных солей, взвешенные твердые механические частицы, микроорганизмы и некоторое количество пленочной нефти. Взвешенные твердые частицы и нефтепродукты, фильтруясь в призабойной зоне, снижают проницаемость пласта, за счет чего снижается приемистость нагнетательных скважин вплоть до полного прекращения закачки. Взвешенные частицы в закачиваемой воде обычно представляют собой иловые частицы, частицы глины и гидроокиси железа. При длительном отстое они в основном оседают на дне водоемов или емкостей, но значительная часть их находится во взвешенном состоянии.

Для осаждения мелких частиц их укрупняют с помощью коагуляции, добавляя сернокислый алюминий (как вариант), который соединяется с двууглекислыми солями кальция и магния:

А12(SО4)3+3Са(НСО3)2=2СаСОз+2А1(ОН)3↓+6SО3.

Образующийся при этом хлопьевидный гидрат окиси алюминия оседает в воде и увлекает с собой частицы взвешенных веществ. Коагуляция идет более интенсивно, если концентрация водородных ионов рН в воде больше 7. Для этого воду подщелачивают гашеной известью Са(ОН)2. Иногда в закачиваемой воде содержится повышенное количество бикарбонатов кальция Са(НСО3)2 и магния Мg(НСО3)2, которые в случае попадания в пласты с высокой температурой могут отлагаться в виде нерастворимых солей кальция СаСО3 и магния МgСО3 и снижать проницаемость продуктивного пласта. Декарбонизация проводится, за счет подщелачивания гашеной известью при коагуляции. Для удаления из воды гидроокиси железа Fе(ОН)3 применяют также, подщелачивание. Одной из причин снижения приемистости нагнетательных скважин может быть за счет образования и отложения в поровых и трещинных каналах пласта труднорастворимых или вообще нерастворимых солей. Например, это может происходить при смешении пресных вод с пластовыми водами, что может привести к отложению в порах и трещинах продуктивного пласта практически нерастворимых осадков гипса:

 
 

Когда в пластовой воде содержится сероводород, то при закачке воды, содержащей в своем составе как растворимые, так и нерастворимые соли железа, в порах может образоваться нерастворимый осадок сульфида железа FеS. Снижение проницаемости призабойной зоны из-за закупоривания поровых каналов может происходить вследствие содержания в закачиваемой воде микроорганизмов и различных водорослей. Среди них наиболее опасные - сульфатвосстанавливающие бактерии, которые развиваются в анаэробных (бескислородных) условиях с образованием сероводорода. С сульфатвосстанавливающими бактериями борются закачкой в призабойные зоны пласта 0,1-0,2% раствора формальдегида в объеме 50-100 м3 периодически через каждые 10-12 месяцев. Подготовка и закачка воды в пласт сопровождается образованием коррозии в трубопроводах, емкостях и насосном оборудовании.

С целью снижения коррозии в системе водоснабжения применяют трубы со специальным покрытием, неметаллические материалы. Рабочие колеса и направляющие аппараты центробежных насосов покрывают эпоксидной смолой, воду для закачки в пласт обрабатывают ингибиторами коррозии, а также применяют катодную и протекторную защиту насосов и трубопроводов. Большое значение при заводнении продуктивных пластов имеет стабильность химического состава закачиваемой воды. Если состав водоемов после предварительной очистки практически стабилен, то в составе промысловых сточных вод содержится большое количество закисного железа, которое, соединяясь с кислородом воздуха, переходит в окисное и в виде гидроокиси выпадает в осадок. В этой связи промысловые сточные воды должны закачиваться в пласт по закрытой системе, не соприкасаясь с кислородом воздуха. При принятии решения о выборе источника водоснабжения большое внимание должно уделяться нефтевымывающим способностям закачиваемых вод, т.к. это влияет на конечное нефтеизвлечение.

Промысловые сточные воды на 5-10% обладают большими нефтевымывающими способностями, чем пресные воды. Это связано с тем, что промысловые сточные воды имеют большую минерализацию и содержат в своем составе поверхностно-активные вещества (диссолван, ОП-10 и др.), которые остаются в их составе после промысловой подготовки нефти.

Качество воды для заводнения пластов определяют в лабораторных и промысловых условиях. Вода признается пригодной для заводнения, если при испытании практически не снижается проницаемость керна, поднятого с конкретного продуктивна пласта, куда будет вестись закачка, на различных режимах фильтрации и в пределах ожидаемых давлений нагнетания. Окончательные данные о качестве воды для заводнения получают после проведения пробных закачек ее в нагнетательные скважины на различных режимах.

Для уточнения допустимого содержания механических примесей и размеров их частиц, которые могут свободно проходить через поры и трещины пласта, после длительной пробной закачки нагнетательную скважину, в которую закачивали воду, останавливают и открывают на излив, отбирая при этом пробы воды. Размеры взвешенных частиц сопоставляют с размером пор и трещин. Лабораторными и промысловыми экспериментальными данными установлено, что засорение пористой среды механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде происходит тогда, когда отношение диаметра поровых каналов породы Dп к среднему размеру механических частиц dс будет меньше 5. Если Dn/dс>=5, то механические взвешенные частицы будут свободно проходить через поры и трещины пласта. На основе таких исследований установлена возможность использования промысловых сточных вод для заводнения продуктивных пластов крупнейших Ромашкинского и Туймазинского нефтяных месторождений, имеющих проницаемость 0,2-0,3 мкм2 с содержанием эмульгированной нефти 10-15 мг/л, взвешенных механических частиц 15-20 мг/л, с размерами частиц 3-8 мкм. Для продуктивных пластов проницаемостью 0,5 мкм и выше допускается содержание нефти в сточных пластовых водах до 30 мг/л, твердых механических частиц 40-50 мг/л с размерами частиц 5-10 мкм. Идеальными источниками водоснабжения для заводнения продуктивных пластов могут быть воды глубинных водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного горизонта.

Воды глубинных пластов минерализованные, очень чистые, без механических взвесей, с незначительным содержанием окислов железа, обладают хорошими вымывающими и вытесняющими нефть способностями. Используют такие воды для целей заводнения с разрешения органов охраны природы.

Водоснабжение систем заводнения. При заводнении с целью поддержания пластового давления основное назначение системы водоснабжения сводится к изысканию и добыче необходимого количества качественной воды, распределению и закачке ее в пласт через систему нагнетательных скважин. Выбор системы водоснабжения во многом зависит от стадии разработки месторождения. В последнее время все чаще заводнение начинают осуществлять с самого начала разработки месторождения. Учитывая, что в первоначальный период разработки месторождения нефть добывается безводной, в это время требуется большое количество пресной воды. В проектах обустройства месторождений должно учитываться, что в последующее время добыча нефти будет сопровождаться ростом обводненности продукции скважин, поэтому система водоснабжения должна быть запроектирована и построена с учетом 100% утилизации в системе ППД всех промысловых сточных вод с промысловых установок подготовки нефти. На последней стадии разработки, чтобы извлечь 1 тонну нефти, приходится извлекать 10-12 и более м3 пластовой воды. Это усложняет и удорожает систему водоснабжения, т.к. с увеличением объемов добычи пластовых вод увеличиваются затраты на подготовку и очистку этой воды от механических примесей, пленочной нефти, а также увеличиваются работы на борьбу с коррозией технологического оборудования, водоводов, запорной арматуры и т.д. В то же время в сточных водах после установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти содержатся поверхностно-активные вещества, которые обладают хорошими отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что приводит к увеличению конечного нефтеизвлечения. Система водоснабжения состоит из комплекса зданий и сооружений по подготовке и закачке воды в пласт, в состав которых входят

 
 

водозаборные водоочистные станции, насосные станции, кустовые насосные станции (КНС), разводящие водоводы (рис. 116).

Водоводы служат для подачи воды от водозаборов до нагнетательных скважин. Водоводы разделяются на магистральные и разводящие 6. Магистральные водоводы служат для подачи воды от водозаборов или станций первого и второго подъема к кустовым насосным станциям (КНС) 5. На больших месторождениях магистральные водоводы чаще строят кольцевыми по площади, а на малых месторождениях - по оси удлиненных структур. Разводящие водоводы строят от кустовых насосных станций 5 до нагнетательных скважин 7. В одну траншею могут укладываться несколько разводящих водоводов. Глубина укладки водоводов зависит от глубины промерзания грунтов в зимнее время. Для условий Урало-Поволжья и Западной Сибири она составляет 1,8-2,2 м. Разводящие водоводы работают под давлением до 20 мПа. На площадках крупных КНС иногда строятся резервуары 4 (3-5 тыс. м3). Эти резервуары служат как аварийные и обеспечивают закачку воды в течение нескольких часов в случае вынужденной остановки насосных станций, порывах водоводов, остановке скважин и т.д.

Водозаборы.Водозаборные сооружения строятся, по возможности, вблизи от объектов заводнения. Наиболее простым является открытый водозабор, когда забор воды осуществляется из открытых водоемов (рек, озер, морей и т.д.). Большим недостатком открытых водозаборов является непостоянное качество воды. В паводковые и ливневые периоды вода загрязняется илом, глиной, что затрудняет ее подготовку и использование. В такие периоды очистные сооружения часто не справляются с такими нагрузками, что приводит к снижению качества подготовки воды.

Всасывающая труба открытого водозабора снабжается фильтром (труба перфорируется и оборудуется приемной сеткой), выносится в реку на некоторое расстояние от берега и устанавливается глубже, чем возможный минимальный уровень в водоеме при постоянном отборе чистой воды, а также для защиты всасывающей трубы от ледохода при паводке. Диаметр всасывающей трубы и другие параметры определяются расчетами. Закрытый водозабор (его называют также подрусловым) представляет собой одну или несколько групп мелких водозаборных (подрусловых) скважин, которые бурятся в пойме реки на глубину 10-50 м в хорошо проницаемые породы (верхние галечниковые или песчаные водоносные слои, имеющие непосредственную связь с рекой). С целью недопущения обвалов стенок подрусловые скважины обсаживаются обсадными трубами, нижняя часть которых оборудуется фильтром. Из подрусловых скважин вода отбирается специальными погружными центробежными насосами или (если динамический уровень высокий) с помощью сифонных, т.е. вакуумных устройств. Подрусловые скважины имеют большую производительность, достигающую до 3000 м3/сут и более. Подрусловые воды проходят естественную фильтрацию в пласте, вследствие чего имеют высокое качество воды и практически не зависят от паводковых и ливневых периодов. На рис. 117 показана схема сифонного водозабора.

 
 

При сифонном водозаборе сборный коллектор от группы подрусловых скважин подсоединяется к вакуумным котлам, в которых создается вакуум до 0,08 мПа с помощью небольших специальных вакуумных насосов. Вакуумные насосы служат для поддержания постоянного разрежения в коллекторе.

Вакуумных котлов обычно два. Один их них резервный. Котлы имеют высоту около 7 м и устанавливаются вместе с насосами первого подъема в бетонной шахте. В шахте устанавливаются центробежные насосы 8НДВ с подачей 540 м3/ч и напором 74 м с приводом от электродвигателя мощностью 180 кВт. Всасывающие линии центробежных насосов всегда находятся под заливом, так как уровень воды в котлах высокий. На вакуумных линий устанавливаются задвижки, обратный клапан и расходомер. С целью повышения надежности при возможных аварийных ситуациях строят две выкидные линии. Если строится механизированный водозабор, то в подрусловые скважины спускаются ниже динамического уровня специальные артезианские электронасосы (тип АП - артезианский погружной) с подачей от 7 до 100 м3/ч, напором от 65 до 200 м, мощностью погружного электродвигателя (ПЭД) от 2,5 до 150 кВт. Центробежные насосы имеют общий вал с погружным электродвигателем. Применяются также насосы АТН-1 или АТН-8. Отличие насосов АТН от насосов АП в том, что в насосах АТН электродвигатель монтируется над устьем скважины вертикально и соединяется валом с центробежным насосом, находящимся под динамическим уровнем. Насосы АТН-10 и АТН-8 развивают напор от 57 до 106 м, их подача 30-90 м3/ч, мощность электродвигателей 10-20 кВт. Напор развиваемый погружными насосами, при механизированном водозаборе может оказаться достаточным, чтобы подавать воду в буферную емкость станции второго подъема или станции водоподготовки. При этом нет необходимости в станции первого подъема. Опыт эксплуатации подрусловых водозаборов показывает, что механизированный способ подъема воды на 25-30% дороже сифонного. В процессе эксплуатации дебит водозаборных скважин снижается за счет отложения продуктов коррозии и карбонатов кальция в призабойной зоне пласта и в самом фильтре.

Восстановление дебитов водозаборных скважин достигается за счет дренажа призабойной зоны, форсированными отборами, промывкой фильтров струей чистой воды, а также проведением кислотных обработок.

Водоочистные станции.Для подготовки пресной воды с целью закачки в пласт применяют комплекс сооружений. На рис. 118 показана одна из схем подготовки пресной воды для заводнения. Вода из водоема 1 подается в смеситель 3, в который дозируется (добавляется) расчетное количество коагулянта из дозатора 2, после чего вода поступает в освежитель 4, в котором оседает основная часть механических взвешенных частиц. Оставшееся количество взвешенных частиц вместе с водой поступает в гравийные фильтры 5 и осаждается в слое песка и гравия.

Очищенная вода собирается в резервуарах 6, из которых насосами 7 перекачивается на кустовые насосные станции и далее к нагнетательным скважинам. Насосом 8 осуществляют промывку гравийных фильтров при их засорении.

Очистку промысловых сточных вод от пленочной нефти и механических примесей осуществляют методом отстоя и фильтрования в вертикальных резервуарах-отстойниках или в горизонтальных напорных отстойниках (булитах), в которых не происходит контакта воды с воздухом.

 
 

Кустовые насосные станции (КНС) служат для нагнетания чистой подготовленной воды в продуктивные пласты через нагнетательные скважины. Одна кустовая насосная станция обеспечивает водой расположенные вблизи 5-6 нагнетательных скважин. Большее количество нагнетательных скважин от одной КНС возможно, но это нерационально, так как в этом случае приходится прокладывать длинные водоводы высокого давления к удаленным скважинам.

Чаще всего каждая нагнетательная скважина имеет самостоятельный водовод от КНС, что позволяет обеспечивать индивидуальный замер приемистости каждой нагнетательной скважины. Водоводы от КНС до нагнетательных скважин работают под высоким (до 25 мПа) давлением, изготавливаются чаще из цельнотянутых труб диаметром 89 и 102 мм, укладываются в траншеи на глубину ниже глубины промерзания грунта. Расход жидкости замеряется централизованно на распределительной гребенке КНС с помощью диафрагменных счетчиков высокого давления.

Последние годы применяются БКНС (блочные кустовые насосные станции), оборудованные центробежными насосами с давлением на линии нагнетания от 10,0 до 20 мПа с электродвигателями СТД (синхронный трехфазный двигатель), с потребляемой мощностью от 750 до 153 кВт. Достоинство блочных КНС в том, что они изготавливаются в заводских условиях, а монтируются на местах их применения, что значительно сокращает время строительства, повышается качество строительства, снижаются капитальные вложения и т.д. На рис. 119 показана схема блочной кустовой насосной станции (БКНС).

 

 
 

БКНС состоит из следующих объектов: насосная, состоящая из насосных блоков; камера переключения из одного или двух блоков напорного коллектора (гребенки); распределительное устройство РУ-6. Обогревается БКНС за счет тепла, выделяемого электродвигателями насосных агрегатов и электрическими печами. Насосное и вспомогательное оборудование размещается в вагончиках (изготавливаемых на заводах), которые соединяются между собой, создавая единое помещение. Работают БКНС следующим образом (см. рис. 119). Вода из магистрального водовода 1 поступает в приемный коллектор 2, откуда подается к центробежным насосам 4, которые приводятся в движение электродвигателями 5. Пройдя насосы и дистанционно управляемые движки 3, вода поступает в высоконапорный коллектор-распределитель 7 (давление здесь доходит до 9,5-19 мПа). Из этого коллектора через задвижки 8 и 9 и расходомеры 6 вода подается в нагнетательные скважины. На случай аварийных ситуаций в системе' БКНС предусмотрены металлические 400 м3 резервуары.

В схеме БКНС имеется возможность промывки скважин и разводящих водоводов изливом, а также дренажем призабойной зоны для очистки ее от кальматирующего материала методом многократных и кратковременных изливов. Современные БКНС полностью автоматизированы и работают без обслуживающего персонала. Все неисправности на БКНС устраняются дежурной выездной ремонтной бригадой.

Использование подземных вод для заводнения. На ряде нефтяных месторождений, где имеются подземные водоносные горизонты, воды этих горизонтов используют для заводнения продуктивных нефтяных пластов. Подземные водоносные горизонты могут залегать выше или ниже продуктивных нефтяных пластов. Закачку этих вод осуществляют по закрытой системе с целью недопущения контакта кислорода воздуха с растворенной в воде закисью железа и образования и выпадения при этом в осадок гидроокиси железа.

На рис. 120 показана схема закачки подземных вод для заводнения. Из водозаборных скважин 1 вода самотеком или с помощью насосов 2 подается на БКНС и насосами по разводящим водоводам закачивается в нагнетательные скважины 3.

 
 

Такая схема закачки подземных вод в продуктивные позволяет не строить водозаборы, станции водоподъема, уменьшает протяженность магистральных водоводов высокого давления. Применяется также схема межскважинной принудительной закачки подземных вод в продуктивные пласты, по которой вода из водоносного горизонта насосной установкой, минуя БКНС подается непосредственно в нагнетательные скважины. Принудительная межскважинная закачка проводится с помощью погружных центробежных электронасосов.

Если продуктивность водоносного горизонта небольшая, то вода подается в одну нагнетательную скважину. В этом случае водозаборную скважину оборудуют электроцентробежным насосом (ЭЦН) небольшой производительности, но с напором, необходимым для закачки в пласт через нагнетательную скважину. На рис. 121 показана схема внутрискважинной принудительной закачки подземных вод в продуктивные нефтяные пласты. Для осуществления внутрискважинного принудительного перетока нефтеносный и водоносный пласты разобщаются между собой пакером 4. Вблизи устья скважины на насосно-компрессорных трубах устанавливается перевернутый погружной ЭЦН 2. Вода из водоносного горизонта 3 отбирается по межтрубному пространству и по насосно-компрессорным трубам 5 с помощью насоса закачивается в продуктивный пласт 6 той же скважины.

Объем закачиваемой воды в продуктивный нефтяной пласт осуществляется по расходомеру 1.

Нестационарное (циклическое) заводнение. Анализ многолетнего опыта разработки нефтяных месторождений в разных геологических условиях и разных режимах заводнения позволил выявить влияние периодической остановки и последующего возобновления закачки воды на повышение продуктивности скважин и их обводненность. Исследования нестационарного заводнения были проведены М.Л. Сургучевым, анализируя состояние разработки нефтяных залежей с терригенными коллекторами Бобриковского горизонта на месторождениях Яблоневый овраг и Новостепановского участка Калиновского месторождения Самарской области, Заводнение на этих месторождениях носило нестационарный характер по природно-климатическим условиям. Нестационарное заводнение на этих месторождениях положительно влияло на снижение обводненности скважин и увеличение нефтеизвлечения. Изучением нестационарного заводнения занимались М.Л. Сургучев, В.Г. Огаджанянц, А.А. Боксерман, А.Т. Горбунов и другие.

Было установлено, что физический смысл нестационарной (циклического) заводнения определяется увеличением упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания воды, что создает внутри плата нестационарные перепады давления и перетоки жидкости между слоями разной проницаемости. Это способствует перераспределению жидкости в пласте за счет капиллярных сил. Установлено, что наибольший эффект от применения нестационарного заводнения наблюдается в неоднородных продуктивных коллекторах. Периодическое изменение по величине и направлению перепадов давления в пропластках различной проницаемости приводит к проникновению закачиваемой воды в участки продуктивного пласта, неохваченные обычной закачкой, то есть в застойные нефтяные зоны.

Образовавшиеся градиенты гидродинамических давлений между неоднородными по проницаемости слоями способствуют интенсификации перетоков жидкости из одних слоев в другие. Одновременно с этим происходит и изменение направления потоков воды. Все это способствует расширению границ вытеснения по толщине и простиранию продуктивных пластов. Таким образом, вовлекаются в разработку запасы нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных слоев, зон и блоков. Установлено, что чем выше сжимаемость пластовой системы, тем больше по величине должны быть градиенты давления и, соответственно, интенсивнее перетоки жидкости между неоднородными по проницаемости слоями нефтенасыщенных пород. На гидродинамические перетоки существенное влияние оказывают капиллярные силы. Оба эти процесса взаимосвязаны и дополняют друг друга. Отсюда делается вывод о том, что эффективность нестационарного (циклического) заводнения определяется двумя неразрывно связанными процессами - гидродинамическим внедрением закачиваемой воды в низкопроницаемые коллекторы под действием перераспределения давления из-за неоднородности среды и капиллярной пропиткой (замещением) нефти водой в низкопроницаемых зонах пласта, вызываемой высокой неоднородностью среды. Эффективность нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте зависит не только от степени неоднородности продуктивного пласта, режима воздействия и других технологических факторов, но и от реологических свойств пластовых флюидов. На месторождениях с повышенной и высокой вязкостью нефти в пластовых условиях из-за так называемого явления вязкостной неустойчивости происходят опережающие, преждевременные прорывы воды к забоям добывающих скважин. При этом остаются (создаются) большие невыработанные нефтенасыщенные зоны. Применение циклического заводнения в этих условиях дает большой эффект.

По режимам закачки воды циклическое (нестационарное заводнение) подразделяется на активное и пассивное. К активному воздействию относится попеременное прекращение закачки в отдельные группы скважин и целые ряды при рядной системе разработки месторождений, а также прекращение закачки вод на более длительное (до года) время.

К числу пассивных вариантов нестационарного воздействия на продуктивные пласты относятся: временная остановка некоторых нагнетательных скважин, уменьшение объемов закачки, остановка высокообводненных скважин и другое. Периоды времени и уровни снижения объемов закачки так же, и для активной категории воздействия, могут изменяться в широких пределах. Одним из прогрессивных методов нестационарного заводнения в настоящее время является метод, основанный на временном отключении в чередующейся последовательности добывающих (во время закачки воды) и нагнетательных скважин (во время работы добывающих скважин). Приэтом варианте нестационарного заводнения максимально используется возможность накопленного запаса упругой энергии пласта во время закачки воды. В этом случае приток жидкости происходит не только по установившимся направлениям гидро динамических связей в пласте, но и за счет притока нефти, ранее недренируемых зон пласта. Это позволяет подключать в разработку низкопроницаемые участки пласта.

Преимущество этого метода состоит в том, что во время работы добывающих скважин закачка воды в пласт полностью отсутствует, что исключает передачу давления на объект разработки даже через зоны слияния отдельных пластов и пропластков.

Обязательным условием нестационарного заводнения является систематический контроль за пластовым давлением по разрабатываемой площади по месторождению в целом, контроль за перераспределением давления в пласте с периодическим построением карт изобар, замер забойных давлений и полный цикл гидродинамических исследований по «опорным» добывающим скважинам.

Опытно-промышленные работы по нестационарному (циклическому) заводнению, реализованные в различных геолого-физических условиях залежей, разрабатываемых в условиях обычного заводнения, показали его эффективность на всех месторождениях.

Работы по циклическому заводнению проводились и проводятся для оценки его экономической эффективности в большом диапазоне геолого-физических условий в разных регионах России. Начиная с 1965 года, опытно-промышленная циклическая закачка воды осуществлялась на 43 опытных участках 26 месторождений страны.

Продуктивные пласты, на которых осуществлялось циклическое заводнение, в основном представлены терригенными коллекторами. Средняя проницаемость изменяется от 0,02 мкм до 0,728 мкм2. В основном опытные работы проводились на месторождениях с маловязкой нефтью.

Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения сопровождается с самого начала разработки прогрессирующим обводнением добывающих скважин и извлечением вместе с нефтью больших объемов закачиваемой воды. Большинство нефтяных месторождений обводняются закачиваемой водой неравномерно, в связи с высокой зональной и послойной неоднородностью нефтяных пластов. Вода в первую очередь прорывается по наиболее проницаемым слоям к добывающим скважинам, оставляя «целики» нефти по площади и разрезу залежей, обводняя добывающие скважины. Огромные объемы извлекаемой воды затрудняют процесс добычи и подготовки нефти. Большая часть закачиваемой воды по избранным каналам, как по сообщающимся сосудам, не совершая полезной работы по вытеснению нефти, поступает из нагнетательной скважины в добывающую и после извлечения ее на поверхность и проведения трудоемких и энергоемких работ по ее подготовке снова закачивается в пласт и далее.

В среднем по России в нефтяной отрасли водонефтяной фактор (количество воды в м3, закачиваемой на извлечение одной тонны нефти) составляет 5,4, а по многим месторождениям Татарстана, Башкортостана, Самарской области и других, находящимся на поздней стадии разработки, он достигает 12. Процесс разработки залежей со сложным геологическим строением с применением заводнения, как правило, протекает весьма неэффективно.

При обычном заводнении нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя участки с невытесненной нефтью. Коэффициент охвата пластов вытеснением при этом невысокий (от 30 до 50%).Дополнительный охват продуктивного пласта заводнением не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных зон и участков позволяет увеличивать темпы нефтедобычи и коэффициенты нефтеизвлечения. Эта задача может быть решена за счет применения метода циклического (нестационарного) заводнения с изменением направления фильтрационных потоков. На современной стадии метод предусматривает переменное изменение режима нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин с целью создания в нем нестационарных перепадов давления, способствующих включению в работу прослоев, зон и участков коллекторов с пониженной проницаемостью, ранее не охваченных заводнением. Между участками с различной проницаемостью, как по площади, так и по разрезу, создаются дополнительные градиенты давления переменного направления, которые обуславливают перетоки жидкости между блоком и системами трещин, создаются условия для нарушения равновесия капиллярных сил. Эти процессы обеспечивают дополнительное вытеснение нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных прослоев и элементов, то есть увеличивают коэффициент охвата и нефтеизвлечения.

В период нагнетания воды (повышения пластового давления) она входит в поры блоков породы. При последующем отборе жидкости (снижение пластового давления) вода, вошедшая в блоки, частично удерживается там за счет капиллярных сил, и нефть вытесняется из них в систему трещин за счет упругих сил. С целью интенсификации этого процесса совместно с ним применяют метод изменения фильтрационных потоков. Количество закачиваемой воды периодически распределяется таким образом, чтобы при цикле создавалось новое направление фильтрации в залежи. При этом происходит перераспределение давления с изменением линий тока от нагнетательных скважин к эксплуатационным и вовлекаются в разработку слабо дренировавшиеся нефтенасыщенные зоны. В результате уменьшается или стабилизируется обводненность добываемой жидкости и увеличиваются коэффициенты охвата и нефтеизвлечения.

Применение метода возможно на всех месторождениях, где применяется обычное заводнение, нефтенасыщенные пласты которых характеризуются неоднородным геологическим строением. Метод применим как на ранней, так и на поздней стадии разработки.


Глава XIV




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.