20. Способы осуществления ппд. Законтурное, приконтурное, внутриконтурное заводнение. Условия применения и недостатки.

ППД.

1. Закачкой воды

• по периферии залежи - законтурное заводнение;

• в нефтенасыщенную часть залежи - приконтурное и внутриконтурное заводнение (разрезание месторождения линейными или нелинейными рядами нагнетательных скважин);

• блочная система заводнения;

• избирательное заводнение (очаговое заводнение).

2. Закачкой газа в повышенные участки залежи.

3. Одновременной закачкой воды и газа.

Законтурное НС пробурены в виде ряда, расположенного на опред.расстоянии (не > 800м) от внеш.контура нефтеносности. Это позволяет равномерно воздействовать на внеш.контур нефтенос-ти, предотвращать и минимизировать усл-я образ-я языков обводнения и прорывы воды в ДС. Расст-е от ряда НС до первого ряда ДС 1,5-2км.

Усл-я применения: 1. Хорошая гидродинамич.связь нефтенасыщ-й области с областью искусственного питания. 2. Пласт однородный: наличие значит-х запасов нефти. 3. Рпл > Рнас. 4. Отсутствие газ.шапки. 5. Отсутствие тектонических нарушений. 6. Сравнит-но небольшие по размерам залежи нефти (отнош-е нефтенасыщенной площади к длине контура нефтеносности не превыш-т 2км)

Недостатки: 1. невысокий КПД процесса (Рнагн д.б. достаточным д/преодоления фильтрац-х сопротивлений м/у рядоами НС и ДС). 2. повышенный расход воды за счет оттока ее в область питания. 3. вероятность образования языков и конусов обводнения (из-за неоднородности строения пл-в)

Приконтурное зав-е. примен-ся, когда реализация законтур.зав-я невозможна. Н-р, если расст.от внеш.контура нефтеносности до ряда НС стан-ся существенно большим 800м. ряд НС располаг-ся м/у внеш. и внутр. контуром нефтеносности, ближе к внутр. контуру.

Существует 2 самостоят-е зоны разработки: водонефтяная (м/у внеш.и внутр.контуром нефтенос.) и чистонефтяная (в пределах внутр.контура)

Усл-я применения: 1. низкая гидродинамич.связь нефтенасыщен.части залежи с областью питания, в т.ч. и при тектонических нарушениях области питания. 2. большие расстояния м/у внеш. и внутр. контуром нефтенос-ти. 3. малые размеры залежи.

Достоинства: приближение искусственного контура питания к внутр. контуру нефтеносности (и ряду ДС) интенсифицирует выработку запасов за счет снижения фильтрационных сопротивл-й.

Недостатки: 1. возрастает опасность образования языков и конусов обводнения. 2. закачка воды ведется не только в водонасыщ., но и в нефтенасыщ-ю часть залежи.

Внутриконтурное зав-е. м.б. реализовано с разрезанием и без разрезания на отдельные площади. Разрезание рядами НС на полосы, кольца. Выбор расположения разрезающих рядов зависит от геологич. строения объекта, мат-х затрат, получаемого эффекта. НС бурят в зонах с улучшенными фильтрационными хар-ми.

Разновидности ВЗ: блочное, избирательное, очаговое, площадное.

Блочное зав-е. целесообразно на крупных, слабо изученных, неоконтуреных мест-х (пробурены только развед-е скв). До окончания доразведки и оконтуривания мест-я оно разрез-ся на отдельные блоки. Каждый блок м. иметь систему ДС в виде 3-5 рядов м/у двумя рядами НС. При полном изучении мест-я и его оконтуривании ранее введенные в разр-ку блоки объедин-ся в систему РМ. Т.о. реализ-ся поэтапная выработка запасов мест-я.

Избирательное зав-е д/разр-ки сильно неоднородных объектов при хорошо изученном геологич. строении (на поздних этапах разр-ки дополнит-я система к основной системе зав-я). НС бурятся с учетом детального изучения геологич-х особенностей уч-ка, а также взаимосвязей м/у имеющимися на уч-ке скв-ми. НС располаг-ся в соответствии с естественной неоднородностью кол-ра на уч-ке (водоснабжение НС осложнено и более дорогостояще)

Очаговое зав-е повыш-т эфф-ть выработки не только из отдельных линз, связанных с неоднородностью геологического строения, но и из застойных зон. В кач-ве НС использ-т одну из ДС, кот-я дренирует хорошо проницаемый объем и имеет хорошую г/д связь с окружающими ДС-ми. Д/ув-я охвата значительного нефтенасыщенного объема пласта м.б. пробурена спец. скважина (одна или несколько). При достаточной изученности мест-я ОЗ м. применяться в кач-ве самостоят. метода воздействия и регулир-я выработки запасов

21. ППД закачкой воды. Основные характеристики ППД закачкой воды (объемный расход нагнетаемой воды, коэффициенты текущей и накопленной компенсации, давление на линии нагнетания, давление на линии отбора, давление на забое и на устье нагнетательной скважины).

ППД Закачкой воды

• по периферии залежи - законтурное заводнение;

• в нефтенасыщенную часть залежи - приконтурное и внутриконтурное заводнение (разрезание месторождения линейными или нелинейными рядами нагнетательных скважин);

• блочная система заводнения;

• избирательное заводнение (очаговое заводнение).

Давление на линии нагнетания - осредненное (среднеинтегральное) давление на забоях НС данного ряда, которое определяет среднюю репрессию

Давление на линии отбора - осредненное (среднеинтегральное) забойное давление на забоях добывающих скважин данного ряда, которое определяет среднюю депрессию ΔР между линией нагнетания и линией отбора.

Уравнение баланса объемов флюидов

Q_нагb_в = (Q _нb_н + Q_в b_в^’ + Q_ут ) k

Q_наг – объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях;

b_в – объемный коэффициент нагнетаемой воды, (учитывает увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления)1, 01);

Q_н – объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти);

b_н – объемный коэффициент нефти, (учитывает расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления),(коэффициент определяется экспериментально на установках РVT или приближенно рассчитывается по статистическим формулам, b  1,05 – 1,30);

Q_в - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;

b_в^' - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента пресной воды;

Q_ут – объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки);

K – коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов. Обычно k = 1,1-1,15.

Расход нагнетаемой воды

средний дебит q_нагн; расход нагнетаемой воды Q_нагн.

Дебит НС 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.

Коэф-т текущей компенсации

отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки).

Коэфф-т показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени.

Если m_т < 1, то закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления.

Если m_т > 1, то закачка превышает отбор, и давление в пласте должно расти.

Если m_т = 1, должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэф-т накопленной компенсации

Отношение суммарного количества закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t к суммарному количеству отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, с учетом суммарных утечек за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами.

Коэффициент показывает степень компенсации накопленного отбора закачкой в данный момент времени.

Если m_н < 1, закачка не скомпенсировала суммарный отбор, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального .

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

Если m_н = 1, закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей, среднее пластовое давление восстанавливается до первоначального давления.

Давление на забое нагнетательной скважины

R — расстояние между нагнетательными скважинами, м, R = L/n_наг; L — длина линии нагнетания, м; n_наг — число нагнетательных скважин; r_с — радиус нагнетательной скважины, м;q_наг. — приемистость нагнетательной скважины, м³/с;h — толщина пласта, м; к — проницаемость, м²;φ— коэффициент гидродинамического совершенства нагнетательной скважины.

Давление на устье нагнетательной скважины

зависит от различных технических, технологических, геологических и экономических факторов:

КПД насосных агрегатов, коэффициент приемистости скважины, стоимость одного кВт-ч электроэнергии, удельный расход электроэнергии, давление на линии нагнетания, глубина скважины, режим закачки воды.

Р_у.наг. = Р_заб.н. - ρ_в gН + Р_тр

ρ_в — плотность закачиваемой воды, кг/м³; Н — глубина скважины, м; Ртр. — потери на трение, Па.

22. водоснабжение систем ППД. Источники водоснабжения. Качество нагнетаемой воды. Водоснабжение с использованием поверхностных вод. Основные элементы схемы. Водозаборы открытого и закрытого типов. Схема и принцип работы водоочистной станции.

Источники водоснабжения.

Грунтовые воды (значительное многообразие химического состава (минерализация 100-200 мг/л), небольшое сод-е взвешенных частиц). Можно закачивать без спец. подготовки.

Воды глубинных горизонтов (минерализованы, не требуют дополнительной обработки).

Воды поверхностных водоемов (уступают по качеству грунтовым и глубинным, содержат большое количество механических примесей (глины, ила, песка), способны вызвать набухание глин, кроме морской воды).

Сточные воды (около 83% пластовых, 12% пресных, 5% ливневых вод). Минерализация 15-3000 мг/л, хорошие нефтевытесняющие свойства, содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Общие требования к закачиваемой воде:

• ограниченное сод-е мех-х примесей (ТВЧ) и соединений железа;

• отсутствие сероводорода и углекислоты д/предотвращения коррозии оборудования;

• отсутствие органических примесей (бактерий, водорослей);

• химич-я совместимость с пластовой водой.

Классическая схема водоснабжения системы ППД

1 – водоем; 2 – водозабор; 3 – насосная станция первого подъема; 4- резервуары для неподготовленной воды; 5 – станция подготовки воды; 6 – резервуары для подготовленной воды; 7 – насосная станция второго подъема; 8 – распределительный водовод среднего д авления; 9 – КНС; 10 – водовод высокого давления; 11 – нагнетательная скважина.

Водозаборные сооружения

Водозабор открытого типа - всасывающая труба с фильтром на конце (погружена под уровень воды на глубину, большую чем возможный минимальный уровень воды в водоеме, и защищена от разрушения в паводковый период) и центробежный насос. Диаметр и длина всасывающей трубы, максимальная высота всасывания центробежного насоса рассчитываются по формулам гидравлики.

Закрытый (подрусловый) водозабор - одна или несколько водозаборных скв небольшой глубины (10-50 м), пробуренных в подрусловые водонасыщенные породы. Скважины закрепляются колонной с фильтром против водонасыщенного пласта.

Подъем воды на поверхность осуществляется:

• спец-ми погружными центробежными насосами (при большом динамическом уровне),

• сифонными (вакуумными) устройствами (когда динамический уровень воды в скважине небольшой).

a - подрусловый водозабор 1- обсадная труба, 2 - эксплуатационная колонна, 3 - фильтр, 4 -вакуумный резервуар, 5 - вакуум-компрессор, 6 и 9 - насосы, 7 - железобетонный колодец, 8-резервуар чистой воды,

б - водозабор открытого водоема 1 прием насоса 2 - приемная труба 3 - площадка. 4 -сваи 5- насосная станция первого подъема.

Насосная станция первого подъема Исп-ся только при сифонном водозаборе.

Оборудование станции располаг-ся в бетонном бункере вместе с вакуумными котлами, вакуумными насосами и содержит три насосных агрегата (один – резервный).

В бункере установлены также системы автоматического управления, контроля и измерения параметров всего технологического и электрического оборудования.

Резервуары обеспечивают непрерывную работу всей системы заводнения, являются источником непрерывной работы в течение шести часов.

Резервуары для воды: ж/б подземные (северные районы - не требуют обогрева, не загромождают территорию, не подвергаются коррозии и не ухудшают качества воды, используемой для заводнения; наземные Ме резервуары (теплый климат, заболоченная местность) с подогревателями и внешней теплоизоляцией для нормальной их работы в зимнее время. При использовании металлич-х резервуаров необх. принимать доп. меры против их коррозии и ухудшения из-за этого качества воды.

Станция подготовки воды предназначена для доведения воды до необходимого качества за счет следующих процессов:

коагуляция — укрупнение мельчайших взвешенных в воде частиц добавлением в воду глинозема (сернокислого алюминия AL₂(SO4)₃∙18H2O) или железного купороса (FeSO4); фильтрация — очистка воды от взвешенных частиц после коагуляции в песчаных фильтрах; обезжелезивание — удаление из воды закисей или окисей железа; обескислороживание – хим-м или аппаратным путем; умягчение — подщелачивание гашеной известью с целью доведения рН воды до 7-8, что приводит к интенсивной коагуляции; хлорирование — угнетение бактерий и микроорганизмов;

стабилизация — придание воде стабильности химического состава.

Насосные станции второго подъема

• распределяют подготовленную воду ч/з распределительный водовод среднего давления к КНС. Используются центробежные насосы в необх-м кол-ве (с учетом резервных) с соответствующими подачами и напорами.

• обеспечивают не только распределение воды по КНС, но и создают определенный подпор на приеме насосов КНС.

КНС повышают давление подготовленной воды до необходимой величины для закачки ее по водоводам высокого давления в НС.

Насосы ЦНС имеют широкий спектр рабочих параметров: Q- от 150-720 м³/сут; Р - от 9,5 до 25 МПа.

БКНС изготавливаются в виде отдельных блоков: основной блок (насос, электродвигатель с масляной системой и другими элементами); вспомогательные блоки (электрические распределительные устройства, распределительная гребенка водовода высокого давления, низковольтное оборудование и блок управления и автоматики).

Схема и принцип работы водоочистной станции.

1 - водовод, идущий от станции первого подъема, 2 - дозатор 3 - смеситель, 4 - осветлитель (отстойник), 5 - фильтр, 6 - резервуар чистой воды. 7 - насосная станция второго подъема, 8 —насос для промывки фильтров, 9 - стояк для сброса грязной воды, 10 - лоток.

Вода из открытых водоемов центробежными насосами первого подъема направляется в нижнюю часть вертикального конусного смесителя. При этом из дозирующего устройства в воду подается необходимое количество коагулянта, способствующего укрупнению взвешенных частиц. В смесителе коагулянт равномерно перемешивается со всем объемом воды. Обработанная хим-м реагентом вода ч/з верхнюю часть смесителя поступает в нижнюю часть осветлителей, где возникшие хлопья оседают в их шахтах. Из осветлителей вода с небольшим сод-ем мех-х примесей направл-ся на фильтры, затем самотеком попадает в резервуары, из кот-х центробежными насосами второго подъема перекачивается на КНС. Из КНС вода подается в НС. Д/промывки загрязненных фильтров насос подает очищенную воду из резервуара в дренажную систему фильтров для их очистки. Из фильтров загрязненная вода попадает через стояк 9 в канализационный лоток 10 и сбрасывается снова в другое место водоема, из которого она поступила на прием насоса.

23. использование глубинных вод для ППД. Классификация подземных вод по распроложению в разрезе месторождения. Технологические схемы заводнения пластов с использованием технологий МСП, ВСП. Схемы и используемое оборудование. Трудности использования глубинных горизонтов для целей ППД.

Использование глубинных вод для ППД

Воды глубинных горизонтов хар-ся отсутствием мех-х примесей, малым сод-ем соед-ий Fe, достаточной минерализацией. Глубинные горизонты являются наилучшими источниками водоснабжения систем ППД.

Технологии использования вод глубинных горизонтов:

1. Естественный ВСП воды из ВГ в НГ, если Рпл в ВГ больше такового в НГ.

2.Принудительный переток с использованием спец-х погружных насосов

Классификация подземных вод: 1. верхние. 2. нижние. 3. промежуточные. 4. законтурные, контурные, подошвенные.

Технологические схемы заводнения пластов с использованием технологии МСП: 1. подъем подземных вод на пов-ть и их закачка в НС с созданием напора воды на КНС. 2. подъем подземных вод на пов-ть и их закачка в НС с созданием напора воды в водозаборной скв или спец. шурфе с пом. высоконапорного насоса (подземная КНС)

Технологические схемы заводнения пластов с использованием технологии ВСП: 3. естественный внутрискв-й перепуск воды из водоносного гориз. в нефтенос-й пласт (т.е. не надо затрат на создание напора). 4. нижний принудительный перепуск воды из водоносного горизонта в нефтеносный пласт с пом. погружного высоконапорного насоса.

Естественный внутрискважинный переток глубинных вод

а — верхний переток; б — нижний переток; 1 —ВГ; 2 —НГ; 3 — камера для установки расходомера; 4 — пакер; 5 — приемная камера для воды; 6 — перекрестная муфта; 7 — колонна НКТ; 8 — хвостовик с отверстиями

Принудительный внутрискважинный переток

а — верхний переток; б — нижний переток; 1 — ВГ; 2 — НГ; 3 — ПЭД; 4 — компенсатор; 5 — приемная сетка ПЦЭН; 6 — насос; 7 — выкид центробежного насоса; 8 —якорь; 9 — пакер; 10 — кабель-канат; 11 — колонна НКТ

Трудности использования глубинных горизонтов для целей ППД.

1. Необходима большая надежность в определении эксплуатац-х запасов подземных вод (проведение большого объема гидрогеологич-х и г/д исслед-й, пробная эксплуатация ВЗ скв-н). 2. во многих районах подзем. воды – низконапорные и треб-т применения механизир-х СП-в добычи. 3. коррозионная активность минерализ-х подземных вод выше, чем пресных. 4. в отдельных случ-х (при наличии рыхлых песчаников) в В/З скв-х образ-ся песчаные пробки.

24. основное назначение пакеров в системе ППД и требования к ним. Пакерная и беспакерная эксплуатация нагнетательных скважин. Оценка необходимости внедрения пакеров в нагнетательных скважинах. Типы применяемых пакеров при эксплуатации нагнетательных скважин в ОАО «Татнефть».

Пакер защищ-т ЭК от выс. давл., защищ-т ЭК от коррозии, благодаря закачке АКЖ в межтрубное простр-во и неподвижности жидкости в нем (коррозион. процессы ускоряются при движении ж-ти).

Требования к пакерам в сист. ППД: 1. выдерживать перепад давл-я до 20-25МПа. 2. оставаться геретичным и неподвижным в течение длит. периода. 3. допускать возможность проведения геофиз-х исследований скв и пл-в. 4. допускать возможность проведения ч/з него работ по промывке забоя и пласта. 5. достаточно легко извлекаться из скв.

Пакерная эксплуатация: в комплекте с НКТ в а/к исполнении д/вновь вводимых НС независимо от св-в рабочего агента.

Беспакерная эксплуатация: допускается при оборудовании доп. 89, 102, 114мм колонной труб с защитным АКП внутренней пов-ти и заливкой цемента затрубного пространства до устья скв.

Оценка необходимости внедрения пакеров. Оценив-ся суммой коэф-в по всем критериям

Ω_∑= С₁₀∙∑С_i

Ω_∑ - коэф. необх-ти внедрения пакера (произведение суммы коэф-в всех участвующих в расчете критериев на коэф-т важности скв).

С_i – знач-е коэф-та одного из интервалов с определенным фактором.

С₁₀ – коэф., учитывающ. степень важности скв

Знач-я коэф-в расчитыв-ся д/всех НС эксплуатационного фонда. Из НС, на кот-х планируется проведение ТРС (КРС) приоритет д/внедрения пакеров им-т скв-ны с наиб-ми знач-ми коэф-в.

Пакеры в системе ППД ОАО «ТН»: 1. пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35 (1500ед). 2. эксплуатационный пакер М1-Х (на 1.01.06 – 541ед)

25. термогазохимическое воздействие на ПЗС. Разновидности прцессов ТГХВ. Механизм действия ТГХВ. Аппараты для ТГХВ. Корпусные и бескорпусные аппараты для ТГХВ с пороховым зарядом (АДС-5, АДС-6, ПГД-БК). Недостатки ТГХВ. Возможности проведения ТГХВ в нагнетательных скважинах и в пластах с низкой проницаемостью. Бескорпусные аппараты для ТГХВ.

Сущность ТГХВ на забое скважины сжигается пороховой заряд, спускаемый на эл.кабеле. Время сгорания регулируется (может длиться от нескольких минут до долей секунды), в связи с чем газоприток (скорость выделения газа при сгорании пороха) изменяется – это определяет давление и температуру в зоне горения. Интенсивность процесса регулируется и количеством сжигаемого заряда (20 - 500 кг).

Разновидности прцессов ТГХВ

1) При быстром сгорании (доли секунды) давление на забое достигает 30—100 МПа, столб жидкости в скважине играет роль уплотнительного поршня, который не успевает быстро сдвинуться с места благодаря своей инерции - осуществляется механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и к расширению существующих (аналогично ГРП, но без закрепления образовавшихся трещин наполнителем).

2) При медленном горении пороховых газов на забое скважины создается высокая температура (до 350 °С), т. к. на фронте горения заряда она достигает 3500 °С - происходит прогрев ПЗС. Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют смолы, асфальтены и парафины, выпавшие в ПЗ в процессе эксплуатации скважины (аналогично термическому воздействию на пласт).

Механизм действия ТГХВ

• При горении заряда образуется большое количество газообразных продуктов горения (углекислый газ) которые, растворяясь в нефти, снижают ее вязкость и поверхностное натяжение на границе с водой и породой. Это способствует повышению продуктивности скважины.

• Для усиления химического воздействия на карбонатные коллекторы пороховой заряд целесообразно сжигать в растворе соляной кислоты, предварительно закачанной в скважину.

Аппараты для ТГХВ спускаются в скв на бронированном кабеле

аккумуляторы давления скважинные (АДС-5, АДС-6) - пороховые генераторы давления (ПГД). АДС инициируются электрическими воспламенителями, которые в отличие от пороховых шашек имеют проволочную спираль, нагреваемую электрическим током.

АДС-5 предназначен для прогрева пласта,

АДС-6 предназначен для ГРП.

Принципиальное отличие состоит в различной величине поверхности горения порохового заряда.

Выбор соответствующей модели АДС и количества сгорающих элементов зависит от геолого-технических характеристик скважины и схемы обработки в каждом конкретном случае.

Корпусные аппараты для ТГХВ с пороховым зарядом

• Заряд воспламеняется от электрической спирали.

• Сгорание порохового заряда сопровождается выделением газов с интенсивностью 1000—1500 л/с.

• Прочный корпус, в кот-м происх-т горение, им-т в верхней и нижней частях штуцеры для регулировки скорости истечения газов в скважину.

• Давление газов в камере к концу горения достигает 100 МПа.

• Масса аппарата 160 кг. Корпус аппарата вместе с кабельной головкой выдерживает до 20 операций.

АДС-5

• Опускают в скважину при необходимости прогрева пласта

• снаряд устанавливают на забой, если расстояние забоя от нижних дыр перфорации скважины не превышает 2—3 м. В противном случае на забое делают песчаную подушку.

• Заряд воспламеняют подачей электрического напряжения по кабелю на спираль накаливания. Горение начинается с верхнего торца порохового заряда, так как распространению горения на боковую поверхность препятствует жидкость, находящаяся в скважине. После сгорания первой шашки, снабженной воспламенителем, горение передается по специальному каналу следующей шашке.

• Полное время сгорания заряда в снаряде АДС-5 при давлении 5 МПа и при воспламенении заряда только с одного верхнего торца первой шашки может достигать 200 с. (Поэтому давление на забое скважины возрастает постепенно и не приводит к гидроразрыву пласта - в месте установки заряда температура достигает 350 °С, что приводит к удалению твердых отложений в призабойной зоне и частичному разрушению твердого скелета пласта).

АДС-6

• для разрыва пласта в нефтяных или нагнетательных скважинах

• снаряд АДС-6 состоит из нескольких пороховых шашек, соединенных вместе в длинную гирлянду со сквозным внутренним каналом. В верхнем торце верхней шашки и в нижнем торце нижней шашки имеются электрические спирали-воспламенители. Для сокращения продолжительности горения, т. е. для увеличения поверхности горения такой воспламенитель может устанавливаться и в средней части заряда. При наличии внешнего давления стандартный снаряд АДС-6 сгорает за 3,3 с.

• Быстрое сгорание порохового заряда позволяет создавать необходимые для ГРП давления без использования пакера, роль которого в этом случае выполняет столб жидкости.

• При быстром сжигании заряда не исключается тепловое и химическое воздействие на ПЗС.

Бескорпусные аппараты для ТГХВ сост-т из одной кабельной головки и гирлянды пороховых шашек. Свинчивая вместе несколько шашек, можно изменять интенсивность горения и процесса в целом. После сгорания пороха на кабеле остаются и используются повторно: кабельная головка- наконечник, соединительная трубка с муфтами. Остальные детали снаряда сгорают

Пороховой генератор давления бескорпусный ПГД-БК

1 – Эл-кий кабель (бронированный),

2 – кабельная головка-наконечник,

3 – внутренний заряд,

4 – Эл-кий воспламенитель (спираль),

5 – пороховой элемент в оболочке,

6 – соединительная резьбовая муфта,

7 – соединительная трубка.

Недостатки ТГХВ

• при неправильном выборе скважины для обработки или нарушении технологии подготовительных работ показатели технологии ТГХВ резко ухудшаются или даже могут быть отрицательными.

• При глушении скважины водой или глинистым раствором перед обработкой эффективность ТГХВ резко снижается.

• Нецелесообразно применение ТГХВ в скважинах с низким пластовым давлением в истощенных коллекторах.

• При быстром сгорании заряда иногда происходят:

выбросы жидкости,

прихваты кабеля

разрывы обсадной колонны.

• Для предупреждения таких явлений необходимо держать уровень жидкости ниже устья примерно на 50 м, а устье герметизировать специальным сальником (пространство над уровнем выполняет роль амортизатора или воздушного компенсатора).

ТГХВ в НС часто не удается понизить уровень (происходят переливы с большей или меньшей интенсивностью). В таких случаях на устье устанавливают сальник, через который пропускают кабель, а боковые отводы арматуры устья оставляют открытыми на случай выброса.

ТГХВ в пластах с низкой проницаемостью

• Хорошие рез-ты достигнуты при ступенчатой обработке, когда сжигание большого кол-ва пороха опасно.

• Ступенчатые обработки производят с постоянным ув-ем массы порохового состава и не ранее чем ч/з 2 ч после предыдущей обработки, т.к. из-за повышенной t-ры в скважине может произойти преждевременное воспламенение заряда.

• Для исключения отрыва от кабеля горящего порохового снаряда (под действием собственного веса и реактивных сил, создаваемых струями горячих газов) и падения в зумпф на забой скв целесообразно делать непосредственно ниже интервала перфорации искусственный забой намывом песка или созданием цементной пробки.

26. проблема ППД на современном уровне. Изменения в нормировании качества воды за время разработки месторождений. Взгляды на проблему определения допустимых норм содержания загрязнений. Основные разрабатываемые горизонты и группы пластов Ромашкинского месторождения. Дебитометрические исследования скважин Ромашкинского месторождения. Закономерности вытеснения нефти закачиваемой водой.

Нормы на качество воды

временные нормы 1947 г.

• - ТВЧ не должно быть более 1 мг/л;

• - растворенного кислорода – до 1мг/л;

• - железа на устье скважины – до 0,5 мг/л;

• - общая щелочность – не более 50 мг.

нормы 1961 г

• - содержание ТВЧ допускалось до 2 мг/л;

• - нефтепродукты - должны отсутствовать;

• - содержание железа – до 0,5 мг/л;

• - умягчения воды – не требовалось.

нормы для Ромашкинского мест-я - внутриконтурное заводнение (К=300-500 мД)

• -допустимое содержание ТВЧ - 15 мг/л;

• -допустимое содержание нефти - 20 мг/л;

• -допустимое содержание железа - 1 мг/л;

нормы для Ромашкинского мест-я - внутриконтурное заводнение (К>500 мД)

• -допустимое содержание ТВЧ - 25 мг/л;

• -допустимое содержание нефти - 40 мг/л;

• -допустимое содержание железа - 2 мг/л;

Нормы на качество воды в ОАО «ТН» Длит-й период действовало «Временное положение», в соответствии с кот-м сод-е нефти и ТВЧ в воде не д.превышать 50-60 мг/л каждого из них.

Однако более важными показателями являются размер пор и каналов и размеры самих загрязнений.

Взгляды на проблему определения допустимых норм содержания загрязнений

1. закачиваемая в продуктивные пласты вода должна быть весьма жесткой кондиции (допустимое содержание взвешенных веществ не более 10-15 мг/л).

2. закачиваемая в продуктивные пласты вода (с т.зр. работников промысловых служб), может использоваться в системе ППД без её предварительной очистки.

Разработанные РД, регламентирующие допустимые нормы содержания загрязняющих веществ, базируются главным образом на статистическом анализе промыслового материала и имеют региональный характер

назрела необходимость разработки методики нормирования качества закачиваемой воды, основанной на экономических критериях оценки

Основные разрабатываемые горизонты девонские (пашийские и кыновские) и среднекарбоновые (тульские и бобриковские) отложения - терригенные коллекторы с относительно высокими ФЕС.

Другие объекты - карбонатные коллекторы (турнейские, башкирские, верейские отложения) со сложной ФЕХ (трещиновато-пористые, пористо-трещинные).

основные группы пластов Ромашкинского месторождения

продуктивные коллекторы (I гр.) Кпр.абс.> 0,1 мкм2 выделено два класса пластов:

первый класс - продуктивные коллекторы с объемной глинистостью < 2% (заводняются водой с плотностью ρ = (1,0-1,18) • 103 кг/м3);

второй класс— продуктивные коллекторы с объемной глинистостью > 2% (не должны заводняться водой с плотностью ρ < 1,12 • 103 кг/м3).

низкопродуктивные (II гр.) Кпр.аб. = 0,03-0,10 мкм2 и объемной глинистостью > 2% (не должны заводняться водой с плотностью ρ < 1,12 • 103 кг/м3).

неколлекторы (III гр.) - непродуктивные пласты (неколлекторы) с проницаемостью Кпр.абс. < 0,03 мкм2 и глины.

Дебитометрические исследования скважин Ромашкинского мест-я показали, что

• толщина интервалов пласта, характеризуемая притоком жидкости в нефтяных или приемистостью в нагнетательных скважинах Ромашкинского месторождения, меньше общей перфорированной.

• прослои часто чередуются, различаются литологическим составом, структурно-текстурными особенностями, структурой порового пространства, проницаемостью и характером нефтенасыщения.

• при одинаковых величинах пористости, проницаемость отдельных прослоев в разрезе пласта изменяется в 3-4 раза и более, резко снижаясь в его кровельной и подошвенной частях.

• прослои с малой проницаемостью (меньше 0,3 мкм2) при низких величинах пластового давления (12-16 МПа) и депрессии на пласт (не более 3 МПа) в работе не участвуют.

Закономерности вытеснения нефти закачиваемой водой

• закачка любой воды в глиносодержащие пласты приводит к ум-ю их фильтрац-х св-в и сниж-ю приемистости;

• глинистые пласты-кол-ры при раздельной закачке могут принимать как сточную, так и пресную воду;

• при закачке сточной воды приемистость глинистых пластов-коллекторов в среднем в 1,5-2 раза выше, чем при закачке пресной воды;

• при совместной закачке воды в высокопроницаемые пласты I группы и низкопроницаемые - II группы вторые воду не принимают или принимают непродолжительное время после периодических (ОПЗ) скважин.

• Закачка в пласты любых вод, содержащих ТВЧ и нефть, во всех случаях приводит к снижению приемистости скважин.

27. проблема ППД на современном уровне. Причины снижения проницаемости пористой среды. Причины ослабления сцементированности частиц в пласте. Механизм снижения проницаемости кольматирующими частицами. Варианты закрепления частиц в поровом пространстве пласта.

Проблема ППД в современном понимании - это далеко не только проблема хорошего оборудования, обеспечивающего поддержание давления в продуктивных пластах.

В первую очередь - это проблема:

- сложного геологического строения многочисленных прерывистых маломощных пластов;

- непредсказуемого выклинивания нефтесодержащих пластов и пропластков;

- несоответствия вскрытия пластов забоями нагнетательных и реагирующих на них эксплуатационных скважин;

- сложности согласования темпов отбора и нагнетания жидкости;

- различных коллекторских свойств пластов, вскрытых забоями нагнетательных и добывающих скважин;

- применения технологий одновременной закачки воды в различные пласты через один забой;

- конструкции самого забоя скважин;

- способов вскрытия продуктивных пластов при заканчивании скважин бурением;

- режима работы пласта;

- механизма кольматации пор и заиливания фильтрационных каналов частицами, содержащимися в воде и других флюидах;

- методов поддержания приемистости призабойной зоны за счет исключения неэффективных фильтрационных механизмов вытеснения нефти движения закачиваемой жидкости по флюидо-проводящим каналам и трещинам;

- высокого сопротивления движения жидкости алевролитов, характеризуемых порами малых размеров и низкой фазовой проницаемостью по закачиваемой воде;

- кольматации пор собственными подвижными частицами пласта;

- совместимости закачиваемых и пластовых флюидов;

- особенностей эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин;

- качества ремонтных работ подземного и наземного оборудования всех видов;

- применяемых способов повышения нефтеотдачи;

- методов осуществления различных вариантов исследований скважин;

- технологий доставки жидкости к забоям нагнетательных скважин индивидуального качества в необходимых объемах и при заданных давлениях;

- температуры закачиваемой воды и пласта;

- методов ОПЗ и т.д.

Причины снижения проницаемости пористой среды.

• Взвеси различного типа, содержащиеся как в закачиваемой воде, так и в самой пористой среде, которые могут быть сдвинуты с места, перемещаться потоком,

• Причины ослабления сцементированности частиц в пласте,

• Изменение солености воды,

• Изменение рН,

• Чрезмерная скорость закачки.

Механизм снижения проницаемости кольматирующими частицами.

• При закачке жидкости подвижные частицы кольматируют сужения в поровых каналах, снижая таким образов проницаемость (эффект прямого клина),

• По мере закупорки части пор в движение приходят те из частиц, которые сначала участия в этом процессе не принимали. Процесс продолжается до тех пор, пока проницаемость не установиться на более или менее стабильном уровне,

• При повышении давления многие частицы, застрявшие в сужениях пор, проталкиваются ч/з них (как ч/з фильтр), частично дробятся и продвигаются дальше, восстанавливая проницаемость в той ее части, которая зависима от кольматирующих эффектов. Процесс дробления для многих частиц и их последующее застревание в сужениях других пор может повторяться многократно, вплоть до выноса частиц к забоям НС,

• При обратной промывки многие частицы будут вынесены потоком и произойдет частичная очистка пласта.

Варианты закрепления частиц в поровом пространстве пласта

а) возникновение и рост кристаллов солей или парафина на стенках порового пространства;

б) прилипание частиц к зернам породы;

в) кольматационные эффекты и последующее заполнение порового объема частицами при фильтрации воды или нефти;

г) смешанный вариант, имеющий особенности всех предыдущих вариантов, или комбинация только некоторых из них.

28. проблема ППД на современном уровне. Характер взаимодействия ТВЧ и их скоплений с зернами породы. Влияние газовой фазы на закупоривание пористой среды. Условия извлечения нефти из слабопроницаемых пластов. Устаревшие и современные представления о системе ППД. Влияние формы поровых каналов на их кольматацию. Основные источники и элементы загрязнений закачиваемых вод.

Характер взаимодействия ТВЧ и их скоплений с зернами породы исследован с пом. микрокиносъемки на модели пористой среды из зерен песчаника Д, Ромашкинского мест-я. В кач. модели ж-ти был взят керосин. Суспензия ТВЧ поступала под небольшим давл-м в спец.камеру и фильтровалась ч/з однослойную модель пористой среды.

Движение ж-ти и взвешенных в ней частиц в пористой среде наблюдалось под микроскопом и фиксировалось с пом. кинокамеры.

Влияние газовой фазы на закупоривание пористой среды.

• Поровые каналы закупориваются более эффективно,

• Газовые пузырьки ведут себя как упругие шары и делают суспензию парафина и других частиц менее воспримчивой к импульсивным воздействиям со стороны потока,

• Появление газовой фазы в потоке приводит к значительному снижению проницаемости пласта,

• Появление газовых пузырьков при снижении давления в пласте ниже давления насыщения, а также в результате химический реакций (при ОПЗ или осуществлении МУН) крайне нежелательно и опасно.

Условия извлечения нефти из слабопроницаемых пластов

• чтобы нефть вышла из пор и капиллярных каналов, необходимо, чтобы в качестве вытесняющего агента в них имела возможность войти вода;

• чтобы вода могла войти в капилляры и поры, необходимо, чтобы она не содержала опасных для достижения этой цели кольматирующих элементов в виде ТВЧ и т.д.;

• чтобы вода не содержала опасных, с точки зрения кольматации пор и каналов, элементов, нужно их удалить.

Устаревшие и современные представления о системе ППД.

Устаревшие:

• Пласт - виртуальная система, не меняющая своих базовых характеристик (пористость, проницаемость), /за счет эффектов самокольматации несцементированными взвесями,

• Породы пласта делятся на пористые и трещеноватые /пористо-трещиноватые породы (и наоборот). трещины - носители объемов нефти и дренажные каналы для передвижения вытесняемой нефти,

• Нефть вытесняется по схеме "из поры в поры"/ на ограниченных участках, примыкающих к каналам трещин, схема "из поры в трещину",

• Пресная и сточная воды - виртуальные жидкости, способные, якобы, проникать ч/з поры пласта на большие расстояния / вода, содержащая в себе ТВЧ, соизмеримые с размерами пор, в них не войдет, и нефть вытеснить не сможет. Более свободно такая вода может передвигаться только по трещинам.

Современные:

• При закачке в пласт любых флюидов, в том числе идеально чистых, происходит эффекты самокольматации пласта. Коллекторские свойства пласта (m,k) ухудшаются и приемистость нагнетательных (продуктивность добывающих) снижается.

• Закачка в пласты чистой воды существенно улучшает условия вытеснения нефти и тормозит ухудшение коллекторских свойств пласта.

• Чистая вода - универсальный и главный инструмент системы РНМ (вытесняет не только нефть, но и передвигает вперед любые оторочек гелей,

• Изначальная закачка чистой воды в пласты с низкими коллекторскими свойствами позволяет извлечь значительные объемы нефти, которые были отнесены к категории трудно - или не извлекаемые,

• Применение чистой воды для закачки в пласт с хорошими коллекторскими свойствами, после использования воды более низкого качества, позволяет дополнительно вытеснить нефть, из той части трещиновато - порового пространства минимальных размеров, которые ранее не была охвачена воздействием относительно загрязненных вод.

Влияние формы поровых каналов на их кольматацию. Накоплению частиц в ответвлениях основной проточной части и межпоровых каналах способствует причудливая форма любых реальных поровых каналов.

Основные источники загрязнений закачиваемых вод

• частицы, выносимые потоком продукции скважин из пласта;

• несовместимость закачиваемых и пластовых вод;

• жизнедеятельность различных типов бактерий;

• перегрузка водоочистных сооружений;

• многообразие и передозировка химикатов во всех технологических процессах;

• попадание в системы НГС и ППД кислорода;

• заканчивание скважин бурением, вызов притока и сброс шлама в систему НГС;

• биологические процессы, формирующие ТВЧ;

• постфлоккуляция тонкодисперсных ТВЧ и капель жидкости в процессе транспортирования жидкости к объектам закачки;

• порывы фильтрующих элементов на объектах очистки сточных вод;

• порывы водоводов и ремонтные работы на трубопроводах;

• ремонты всех видов на скважинах и попадание загрязняющих элементов в оборудование и на забои скважин;

• коррозия промыслового оборудования всех видов, включая систему ППД;

• появление в потоке и на забое скважин продуктов ингибирования и их комплексов;

• срывы режимов подготовки воды на очистных сооружениях.

Основные элементы загрязнений

• нефть,

• множественные микроэмульсии,

• глина, ил, песок,

• водоросли,

• накипь, продукты коррозии, сульфиды,

• бактерии и их продукты;

• взвеси, появляющиеся в потоке из-за несовместимости вод;

• шламы (ремонтных работ на трубопроводах,СПО,ОПЗ);

• парафины, АСПО, остатки продуктов глушения и освоения скважин