44

Лекція №1

У 2010 році в Укр. видобуто 20.1 млрд.м3 газу і 3.5 млн тон нафти з газовим конденсатом.

Забезпеченість Укр газом власного видобутку становить 28% а нафтою 20%. Виходячи з цих цифр, Укр в 2010році спожила 72млрд. м3 газу і 17.5 млн.тон сирої нафти. В найближчій перспективі передбачається що Укр буде видобувати 30 млрд.м3 газу і 5 млн.тон нафти з нафтових і газових родовищ.

Основні родовища Західного і Східного регіонів виснажені. нові родовища які відкриваються характеризуються порівняно невеликими запасами вуглеводнів, а родов Чорного моря освоюються дуже повільно. Тому на найближчу перспективу основним видобутком н і г буде здійснюватись з родовищ що розроблені, а на подальшу перспективу шельфу Чорного моря.

Уже 10 років освоюються Одеське і Безіменне газоконденсатні родов в Чорному морі з яких мож отримувати до 1 млрд.м3 газу в рік.

Великі запаси нафти знаходяться на Суботівському родов в Чорному морі. Але власними силами Укр не може освоїти н. родов у морі, оскільки є лише г плавучі бурові установки, які можуть здійснювати буріння св. на глибину до 80 метрів Тому освоєння моря можливе за рахунок іноземних інвестицій.

На суші перспективні запаси н і г знаходяться в Дніпрово-Донецькій западині і в Західному регіоні на глибинах 5-7тис м.

Поточні залишкові запаси газу у родов що розробляються приблизно 1 трильйон м3, тобто вистачить на 50 років. нафти 300млн тон на 60років.

За кордоном проводяться інтенсивні роботи по видобутку метанового газу вугільних пластів і сланцевого газу.

Зараз в Укр видобувають 200 млн м3 шахтного метанового газу.

Безпосередньо газ з вугільних пластів мож видобувати тільки тоді, коли пласти розміщені на великих глибинах з високою темпер, де практично не може працювати людина . для видобутку газу з пластів запропонована досить цікава технологія. Вона полягає в тому., що бурять горизонтальні свердловини і вних декілька десятків местрів проводять гідророзрив пласта. тріщини гідророзриву заповнюють високо проникними матеріалом (піском).

Розглядається питання про договір між нафто газом і англійською фірмою про організацію видобутку сланцевого газу на межі Харківської і Донецької областей.

орієнтовано запаси шахтного метану перевищують 10 трильйонів м3, а запаси сланцевого- 2 трильйони м3. Джерелами газу є біогаз газ з гідратних відкладів на дні чорного моря, газ розчинений у пластовій воді.

таким чином виходячи з наведеного на найближчі 10 років основний видобуток н і г буде здійснюватися з уже розвіданих родовищ. в середньому коефіцієнт нафтовилучення після закінчення розробки родовищ становить 25-40% і змінюється від 10-80%

В окремих випадках 90% початкових балансових запасів н може залишатись в пласті. Для н родовищ України при сучасному рівні технологій і техніки нафтовидобування кінцевий коефіцієнт нафтовилучення становить 35% ТОБТО ВИДОБУВАЄТЬСЯ ТРЕТЯ ЧАСТИНА ВСІЄЇ НАФТИ, РЕШТА ЗАЛИШАЄТЬСЯ В ПЛАСТІ.Для родовищ ЗАХІДНОГО РЕГІОНУ ДУЖЕ СКЛАДНІ УМОВИ ЗАЛЯГАННЯ ПОРІД, Висока неоднорідність кінцевий коеф нафтовилучення 25.5% а східного з більш високими фізико літологічними особливостями 45%.Таким чином існує нагальна проблема збільшення нафтовилучення . Кінцевий коеф нафтовилучення залежить від геологічної будови, фізико літологічних характеристик пластових флюїдів початкових термічних параметрів і систем розробки.

Задача дисципліни- ознайомлення із сучасними технологіями збільшення нафто-газо-конденсато вилучення, до вибору найбільш функціональної технології для умов родовища.

Джерела і характеристика пластової енергії. Режими розробки пластових покладів.

Н припливає до вибою св.-н за рахунок різниці між Рпл і Рвиб.

Основними джерелами енергії за рахунок якої нафти припливає до вибою св.-н є такі види енергії:

-енергія напору пластової води;

- енергія розширення вільного газу газової шапки;

- енергія температурного розширення нафти;

- енергія пружного розширення рідини;

- енергія сил гравітації за умови крутого розміщення пластів і розміщення св-н в нижній частині пласта.

В реальних умовах в пласті одночасно діють декілька видів енергії, енергія напору нафти, пружного розширення, зв’язної води і породи. За наявності законтурної водоносної зони, додається енергія пружного розширення і за контурної води, за наявності газ шапки- енергія вільного газу.

Переважно один із видів енергії має переважаюче значення. Залежно від переважаючого виду енергії розрізняють такі 6 видів енергії покладу(РЕЖИМ РОЗРОБКИ Н ПОКЛАДУ) :

1. пружній

2. водонапірний

3. розчиненого газу

4. газонапірний

5. гравітаційний

6. змішаний

Пружній проявляється в пластовий період розробки родовища. основ умовами його прояву є розробки родовища. Основ умовами його прояву є

Рпл >Рнас нафти і газу

Рвиб >Рнас нафти і газу

В палсті рухається одна фаза н з розчиненим в ній газом. В процесі розробки родовища Рпл<Рпоч В результаті зниження розширюється зв’язна вода і скелет породи, що призводить до зменшення об’єму нафтонасичених пор. Одночасно також розчиняється нафта. Тому … нафти . який отримують за рахунок зменшення об’єму нафтонасичених пор і розширен об’єму нафти виштовхується до вибою св.-н.

В процесі розробки родовища і викликаного цим зниження пластового тиску, лійки депресії окремих … поступово розширюються і в центрі покладу лійка депресії від окремих св.-н пересікаються. поступова лійка депресії доходить до границь пласта.

Коли лійка депресії заходить до границь змкнутого пласта, то проявляться замкнуто пружний режим. Якщо є законтурноводоносна зона , то проявляється пружно водонапірний режим. при ньому додатково проявляється напір за контурної води і пружне розширення за контурної води. при пружному режимі газовий фактор є const і дорівнює газовмісту пластової нафти.

ВОДОНАПІРНИЙ РЕЖИМ- може бути природнім або штучним. Природний водонапірний режим проявляється у випадках коли родовище має велику за розмірами активну водоносну зону; штучний водонапірний режим проявляється тоді коли в пласт поверхні напомповується вода для ППТ.

Основ харак: вода , що поступає в родовище частково витісняє нафту і частково зменшує її в пористому середовищі. В процесі розробки збільш об’єм заводненої зони і зменш нафтонасиченої зони . Поступово збільшується обводненість свердловиної продукції . особливість режиму полягає в тому що в обводненій зоні залишається значна кількість нафти: мікрозащемлена нафта, пов’язана з неоднорідністю структури порового простору і макрозащемлена нафта:, що знаходиться в ділянках пласта з початковою нафто насиченістю, як вода обійшла – низько проникні і слабо проникні ділянки пласта.

обводненість продукції св. може доходити до 95-99% після чого св.-ни відключаються через економічну нерентабельність.

Газовий фактор в процесі розробки залишається постійним.

РЕЖИМ РОЗЧИНЕНОГО ГАЗУ проявляється підчас пружного режиму, вірніше після замкнутого пружного режиму коли Рпл падає нижче тиску насичення н і газу. При цьому з нафти починають виділяються бульбашки газу, які спочатку переносяться нафтою як її складова частина але поява бульбашок газу призводить до зменшення об’єму пор зайнятих нафтою. За рахунок цього частина н додатково витісняється до св.-н. Бульбашки газу при своєму русі проштовхують нафту по порах і частково захоплюють її за рахунок сил тертя.

В процесі подальшого збільшення тиску, бульбашки зливаються і утворюють суцільні канали руху газу.

Газ має меншу в’язкість ніж нафта, тому швидше рухається по порових каналах. В кінцевому результаті , газ . що виділився з нафти виходить із пласта а в пласті залишається практично нерухома в’язка нафта. Видялення г з н призводить до збільшення її в’язкості. Навіть з точки зору збільш в’язкості н режим розчиненого газу – неефективний.

при даному режимі відбувається се грація газу (розділ н і г) , тобто в зону підвищеної температури, де утворена газова шапка як такої газ шапки нема , але в вищій частині породи газонасиченість породи є більшою, ніж в нижній.

В процесі розробки РРГ поступово досягає максимальне значення, потім зменшується в результаті виснажених пластів.

ГАЗОНАПІРНИЙ РЕЖИМ буває природний і штучний проявляється в тому випадку коли є велика газова шапка , але за наявності газов шапки Рпл поч.=Рнас

тому в чистому вигляді природний газонапірний режим не проявляється – буде напір газової шапки і виділення з нафти газової шапки, тобто буде витісняти н з вільним газом, що з неї виділився змішаний.

газонапірний режим може в повному обсязі проявлятися при нагнітанні газу з поверхні у структуру і підтрим Рпл>Рнас.

ГРАВІТАЦІЙНИЙ РЕЖИМ може проявлятися в початковий період розробки родовищ коли є круто падаючі пласти. а св. розміщені в нижній частині , але переважно проявляється на завершальній стадії розробки. коли виснажились всі інші види енергії.

Є два види гравітаційного режиму

• з рухомим контуром нафтоносності

• з нерухомим коли н поступово скупчується на вибої св.-ни, і насосну установку включають на декілька годин в добу для піднім нафти.

ЗМІШАНИЙ режим в процесі розробки н родовищ проявляється в зоні пласта , що прилягає до газ шапки,буде газонапірний режим, а взоні , що прилягає до за контурної водоносної зони – водонапірний, В центрі може бути РРГ.

До зміш режимів також відносять витісненя роз газованої н газом чи водою.

За своїми характеристиками режими діляться на 2 групи:

1. режими витіісненя(напірні режими) водонапірний, газонапірний, пружний, змішаний, напір.гравфтаційний.

2. режими виснаження пласт енергії РРГ гравітаційний.

По характеру переміщення контуру нафтоносності ділять на 2 групи

1. з рухомим контуром ( пружноводонапірний, газонапірний, напірногравітаційний)

2. з нерухомим ----(пружній, РРГ ,гравітаційний з змінною поверхнею).

Лекція №2

Обємний метод підрахунку запасів нафти і розчиненого газу

За допомогою обємного методу визначається маса нафти в насиченому об’ємі порід-колекторів, зведена до стандартних умов. При цьому запаси нафти обчислюють за наступною залежностю

Q_н = ( Fhm₀ S_нρ_н)/b

F-площа нафтоносності,м², h-ефективна товщина,м^, m₀-коефіціент відкритої пористості^,ρ_н-густина дегазованої нафти^, b-обємний коефіцієнт

Площу нафтоносності визначають за допомогою планіметра на обчислюваних планах, які представляють собою структурні карти продуктивного пласта,з нанесеними на них всіма пробуреними свердловинами, контурами нафтоносності та межами категорії запасів.

Запаси розчиненого газу

Q_г = Fhm₀ S_нG₀

G₀-газовміст пласт нафти,визначений за глибинними пробами при деференціальному розгадуванні

Нафтовилучення нафтових покладів

Поняття коеіціента нафтовилучення його складові частини. Нафтовилучення-ступінь вилучення нафти із пластів і являється одним із показників ефективності режиму роботи нафтоих покладів, вцілому ,процесу їх розробки. Нафтовилучення характеризують коефіціентом нафтовилучення. Розрізняють кінцевий, поточний і проектний коефіціент .

Поточний коефіціентнафтовилучення-відношення кількості видобутої рідини на певну дату до балансових запасів.

Ƞ=Q_вид/Q_бал

Поточне нафто вилучення зростає в часі по мірі вилучення нафти із пластів.

Кінцевий коефіцієнт-відношення видобутих запасів до балансових запасів.

Проектний – відрізняється від кінцевого, тим що планується і обґрунтовується в процесі підрахунку запасів і проектування розробки родовищ.

На основі експериментальних і статистичних промислових даних вважають,що кінцеві і проектні коефіцієнти в залежності від режимів розробки можуть набувати наступних значень:

Водонапірний 0,5-0,8

Газонапірний 0,1-0,4

РРГ 0,05-0,3

Гравітаційний 0,1-0,2

Оскільки напірні режими х-ся високими кінцевими коеф нафтовилучення, а також високими темпами видобутку нафти,що доцільно з початку розробки змінити природний режим і створити в покладі природний газонапірний режим або менш ефективний водонапірний режим. Як правило,пружній режим переходить у інший.

Під час витіснення нафти водою,нафто вилучення зротає заміщення нафти у пласті водою. Внаслідок цього пори повинні бути заповнені водою або газом,або ж залишковими нафтою і газом.

Враховуючи фізичну суть процесу витіснення нафти і реального руху рідини до системи с-н,коеф.нафтовилучення можна представити у випадку напірних режимів як добуток коефіцієнта витіснення нафти з пласта і охоплення пласта розробкою

Ƞ=ƞ_вит ƞ_охоп

Під коефіцієнтом витіснення розуміють відношення об’єму нафти,який витісняється з області пласта,зайнятої робочим агентом до початкового вмісту нафти в цій області. Коеф.витіснення залежить в основному від кратності промивання-відношення закачаного робочого агенту до об’єму пор. а також залежить від відношення коефіцієнта в’язкості і робочого агенту,коеф.проникності,статистичного розділу пор за розмірами та характеру змочуваності порід пласта. У гідрофільних високо проникних середовищах за малої в’язкості нафти коеф.витіснення нафти водою може сягати 0,8-0,9. У мало проникних,частково гідрофобізованих пластах 0,25-0,4.

Ступінь заміщення нафти водою вирається наступним співвідношенням

Ƞ_вит=1-(S _ннзал /S _поч.)

Коеф.охоплення-відношення об’єму породи охопленої витісненням до всього об’єму нафтовмісної породи. Він х-є втрати нафти по товщині і площі пласта у зонах рядів видобувних с-н та розвідувальних рядів нагнітальних с-н. у неохоплених дренуванням і заводненням зонах. У мало проникних зонах,шарах,лінзах,застійних зонах або відокремлених від основних зон непроникних лінз і шарів. У дуже розчленованих пластах залишкова нафто насиченість яких може коливатись в межах від 20 до 80% залежить коеф.охоплення від розміщення с-н,дії на відокремюлінзи і пропластки,також співвідношення коеф.вязкості.

Коеф.охоплення пласта розробкою визначає частку об’єму дренованого нафтонасич пласта охопленого водою

Ƞ=V _{заводпл} /V_{дреновпл}

Прогнозування кінцевого коеф.нафтовилучення

Прогнозування здійснюють двома основними методами:за результатами лабораторних досліджень за моделями пласта,за аналітичними залежностями отриманими за результатами лабораторних досліджень чи промисловими даними по закінченню розробки родовищ.

Лабораторні дослідження-коефіціент охоплення пласта процесом розробки важко піддаються в лабораторних умовах. В більшості випадків їх значення приймаються за результатами розробки за подібними геолого-фізичними властивостями. в той час же час коеф.витісненнявизначають в лабораторних умовах шляхом постановки на моделях пласта експериментів,щодо витіснення нафти.

Використання результатів лабораторних дослідів в промисловій практиці можливо тільки в тому випадку якщо процеси,що вивчаються в дослідах подібні до натурних.

Ця подібність забезпечується рівністю комплексів,що складені для моделі і визначають процес. На основі подібності і повинні бути вибрані параметри моделей для постановки експериментів. Широко використовуються методи наближених моделювань. Під час проведення експериментів намагаються дотримуватись швидкостей витіснення при можливих у нафтових покладах перепадів тиску.

На нафто вилучення впливає приблизно 18 параметрів. Комплексним параметром вважають капілярний тиск. Для гідрофільних порід ідеальним вважають агент,який при витісненні нафти створює з нею між фазний натяг,значення якого прямує до нуля. При моделюванні процесів витіснення нафти намаг досягти геометричної подібності по простору та характеру їх поверхні. В таких дослідах дотримується пластовий тик і температура,а також гірничого тиску. Зразки породи,що використовуються для побудови моделей пласта проходять попередню підготовку.

Для моделей пласта також використовують кернови поровогй матеріал,який відбир при бурінні на вуглеводневих розчинах.

Апаратура,яка використовується при лабораторних дослідженнях з витіснення нафти повинна надвати можливість проведення дослідів з різними температурою і тиском. Використання моделей різної довжини створення різної насиченості флюїдами,одержання необхідної точності при вивченні характеристик витіснення та одержання іншої інформації.

1. Qв(t)/Qн(t)=а+bQ(t)

2. Qн(t)= Qв(t)/ (а+bQ(t))

Миттєва обводненість продукції на момент часу є і накопичений видобуток води враховуючи характеристики витіснення води можна представити у вигляді залежностей,які відрізняються тільки значеннямм коефіцієнта а,який зменшується на 1.

Відповідно зворотнє значення коф b представляє собою величину видобувних запасів нафти при нескінченному видобутку води. Відповідно записані раніше залежності набувають вигляду

1/nв(t)=1+а/(а+bQв(t))

Також широке застосування на практиці одержали характеристики Комбарова,згідно яких залежність між кількістю видобутої нафти і кількістю рідини визначається із наступних залежностей

Qн=а+b 1/Qр(t)

Qн=а+bQр(t)^с

Qр=Qн+Qв

Значення коефіцієнта а відповідає видобувним запасам нафти в покладі при нескінченному терміні розробки. Миттєва обводненість продукції на момент часу визначається

nв(t)=1-dQн(t)/dQр(t)

обводненість продукції

nв=Qв/Qв+Qн

кратність промивання

Кпр=Qв/Vнафтпор

Обєм нафтоносних пор

Vнафтпор=Qзапн b/ρдег.н

Характеристика і розподіл залишкової нафти в пласті

В даний час не існує загальноприйнятого уявлення про характер розподілу залишкової нафти заводнених пластах. Проте залишкові запаси нафти в недренованих водою пропластках,добре вивчені. За даними експертних оцінок залишкові затоки нафти по видах кількісно розподілені таким чином:

1. Нафта,що залишилась в слабопрникних пропластках і не охоплених водою 27%

2. Нафта в застійних зонах однорідних пластів 19%

3. Нафта,яка залишилась в лінзах і біля непроникних екранів нерозкритих свердловинами 24%

4. Капілярно утримана і залишкова нафта 30% внаслідок високії макронеоднорідності пластів,що розробляються і застійних зонах потоками рідини 70% всіх залишкових запасів,тому підвищити нафто вилучення за рахунок залишкових запасів можна внаслідок залучення до розробки.

Склад залишкової нафти

Зміна властивостей нафти в процесі розробки нафтових родовищ може відбуватись як в сторону обважнення – так і навпаки полегшення нафти, що замінилася в пласті.

Обважнення нафти пов’язане із зменшенням Р в пласті і втрати легких фракцій нафти внаслідок її дегазації, а також окислення нафти в результаті її взаємодії із закачуваноюводою.Також можливе обважнення нафти внаслідок переміщення обважненої нафти з перефирії. Властивості нафти можуть змінюватись досить суттєво в межах невеликих ділянок одного і того ж родовища і залежить від багатьох факторів.

Сили, що утримують залишкову нафту та можливість їх подолання.

Залишкові запаси нафти зважаючи на макронеоднорідність пластів обумовлені дуже малою або практично нульовою швидкість функції нафти в пласті.Особливо в низько проникливих зонах в окремих пропластках,лінзах, що викликано значним забрудненням в наслідок кольматації при бурінні та забрудненням закачок водою. Головними силами в пласті є поверхневі, в’язкісні,гравітаційні і пружні сили.

Поверхневі або капіляр сили створюють Р на межі двох фаз Р=0,01-0,3МПа.

Величина поверхневих сил визначається змочуваністю породи і мікро неоднорідністю порових каналів, а також розміром пор і порових каналів.

В’язкісні сили (гідродинамічний опір) – пропорційні в’язкості нафти. У дуже повільних процесах переформування насичення пластів нафти і водою є незначним.

Гравітаційні сили створюють градієнт Р, що є постійною складовою і чисельно рівний різниці густин нафти і води. Величина градієнта Р може коливатись dP/dl= МПа/м

Його дія призводить до склеювання води в нафті , або газу в нафті.

Пружні сили проявляються при зниженні Р пл. внаслідок чого відбувається зменшення тріщин і збільшення величини залишкової нафтонасиченості .

Класифікація методів, які визначають ефективність нафтовилучення пластів.

Метоти розробки нафтових родовищ поділяють на традиційні (природні режими, заводнення , штучне підтримування Р пластів, закачування води або газу ) і методи підвищення нафтовилучення пластів, які носять назву третинних методів.

Група методів, що входить в традиційні не відображає сутність всіх методів. Так наприклад теплові методи використовуються досить тривалий час і без них в окремих випадках неможлливо здійснити розробку родовища.

Нетрадиційні методи розробки нафти родовищ поділяють в залежності від того яким чином досягається ефект поліпшення умов вилучення нафти і поділяють на 4-ри групи:

Фізикохімічні

Газові

Теплові

Інші методи, які основані на використанні неординарних технічних явищ і складних робочих агентів.

До фізикохімічних методів відносять заводнення із застосуванням міцелярних, лужних і полімерних розчинів , розчинів ПАР, сірчаної, соляної, кислоти і інших агентів; періодичне оброблення привибійних зон.

Газові методи включають використання вуглекислого газу, вуглеводневих газів, азоту і димових газів.

Теплові методи (термічні). Серед них розрізняють закачування пари, внутрішньо пластове горіння та нагнітання гарячої води.

Інші методи на сьогодні не набули широкого використання, але проходять їх вивчення в промислових умовах. До них належать мікробіологічні, хвильові, електромагнітна дія і ядерні вибухи

Методи збільшення нафто вилучення ґрунтуються на наступних змінах характеристик і умовах знаходження нафти в пласті :

Зниження міжфазного натягу на межі нафти і витіснюючим агентом.

Зниження відновлення рухливості флюїдів, що витісняються і витісняю чого агенту.

Перерозподіл пластових флюїдів у пласті з метою консолідації запасів нафти.

Заводнення нафтових покладів

Принципи і системи заводнення нафтових покладів

Заводнення є високоефективним методом розробки родовища нафти і може застосовуватись за всіх геолого-фізичнихі технологічних умов крім гідрофобних колекторів високо в*язкихнафт низько проникних заглинизованих пластів

Розділяють наступні види заводнення:

Законтурне – використовується на початкових стадіях розробки родовища, а воду закачують у родовище нагнітальними свердловинами, розміщених за зовнішнім контуром нафтоносності на відстані L=100-1000м.

Ц ей тип заводнення використовують на об*єктах мало розчленованих по товщині малопродуктивної пластами, що характеризується малою гідропровідністю у випадку не великої ширини покладу (4-5км)

Не розповсюджений через недоліки

У зв’язку з низькими колекторськими властивостями в за контурних і при контурних зонах і з підвищеною в’язкістю нафти приймальність нагнітальних свердловин розміщених при контурних зонах є значно нижчою ніж у свердловинах у склепінній частині складки

Крім того на великих за розмірами родовищах застосовувати законтурне заводнення слабо або зовсім не впливає на центральну частину покладу. Що негативно впливає темп розробки нафтового родовища. Внаслідок чого темпи відбору нафти не перевищували 2.5% від початкових запасів нафти.

Ще одним значним недоліком за контурного заводнення є значні відтоки води за контур нафтоносності до 40-70% об’єму закачуваної води .

Принцип за контурного заводнення полягає багатоетапності розробки, переносі лінії нагнітання , вилучення з експлуатації мало обводнених свердловин. На практиці широко не застосовується.

Нагнітальні свердловини при контурному заводнені розташовують у безпосередній близькості до контуру нафтоносності.

Й ого застосування замість за контурного заводнення, на покладах з проявом так званого бар’єрного ефекту на водо нафтовому розділі або через зниження проникності пласта в за контурній зоні.

Гідродинамічний зв'язок за контурної і нафто насиченої областей може погіршитись внаслідок важких фракцій нафти на водонафтовому розділі.

Внутрішньоконтурне заводнення застосовують в основному на об’єктах з великими площами нафтоносності (сотні квадратних кілометрів і більше) . У разі за контурного заводнення одночасно можуть працювати не більше 3 рядів свердловин. Внаслідок екранування роботи внутрішніх рядів зовнішніми.

Тому для забезпечення відбору нафти з центральної частини експлуатації об’єкту родовище розрізають за допомогою рядів нагнітальних свердловин на окремі самостійно розроблювальні об’єкти. Які називають експлуатаційними полями або блоками. Внутрішньоконтурнезаводненя в разі необхідності поєднують з за контурним.

Застосовують Внутрішньоконтурне заводнення таких видів:

1. Розріз покладу нафти рядами свердловин(нагнітальними), на окремі площі, блоки самостійної розробки «склепінне заводнення» , осередкове та площове.

Система Внутрішньоконтурнезаводненя з розрізанням покладу на окремі площі застосовується на великих родовищах плат формового типу з широкими водо нафтовими зонами.

Широкі водо нафтові зони відрізають від основної частини покладу і розробляють за окремими системами.

На середніх і невеликих за розмірами покладах застосовують поперечне розрізання рядними нагнітальними свердловинами на окремі блоки( блокове заводнення )

Ш ирина площ і блоків вибирається з врахуванням співвідношення коефіцієнта в’язкості нафти і преривчастосі пластів

В межах до 3-4. В середині розміщують нагнітальні та видобувні свердловини. На практиці застосовують удосконалені блочні системи заводнення із періодичною зміною напрямків потоків води.

У випадку склепіппого заводнення ряд нагнітальних свердловин розміщують на склепінні структури, або поблизу нього.

Якщо розміри покладу перевищують оптимальні, то його поєднують із за контурним. Склепінне заводнення поділяється:

1. осьове заводнення(нагнітальні свердловини розміщують вздовж структури)

2. Кільцеве заводнення (кільцевий ряд нагнітальних свердловин, що приблизно 0,4Rпокладу розрізає поклад на центральну і кілбцеві площі)

3. Центральне заводнення як різновид кільцевого – вздовж кола R=200-300м розміщують від 4 до 9 нагнітальних свердловин , а в середині нього або декілька видобувних свердловин. Осередкове заводнення може застосовуватись як самостійне у випадку покладів нафти різко неоднорідних і переривчастих пластах, а також як допоміжне заводнення поєднані із за контурним і, особливо, внутрішньо контурним у випадку наявності окремих ділянок не зайнятих процесом заводнення. Ще одним різновидом заводнення, які використовуються у випадку неоднорідності пластів є вибіркове заводнення , яке полягає у розміщенні нагнітальних на ділянках з найкращою характеристикою пластів і впливом на максимальну кількість видобувних свердловин. В цілому осередкове заводнення використовується на заключний стадії розробки заводнення.

Площове заводнення характеризується розосередженням нагнітанням води в поклад по всій площі її нафтоносності. Площові системи заводнення за кількістю свердловино точок кожного елементу можуть бути 4

Лінійна система розробки

Це однорядна система блокового заводнення.

Досить поширено відношення нагнітальних свердловин і видобувних 1:1. Елементом цієї системи може бути прямокутник зі сторонами

2L=2Gн=2Gв

У випадку коли сторони лінійної системи заводнення є одинаковими, то лінійна система переходить у 5-ти точкову. 5-ти точкова система симетрична і за елемент можна відібрати також обернене розміщення свердловин з нагнітальною свердловиною в центрі, так звана обернена 5-ти точкова система.

У 9-ти точковій системі заводнення на одну видобувну припадає 3 нагнітальні, а в оберненій 9-ти точковій співвідношення нагнітальних і видобувних свердловин становитиме 1 до 3.

Таким чином площові системи заводнення характеризуються різною дією на поклад вираженою різним відношенням видобувних і нагнітальних свердловин.

Площове заводнення є ефективним для розробки мало проникних пластів. Ефективність зростає із підвищенням однорідності товщини пласта, а також із зменшенням в’язкості і глибини залягання продуктивного пласта.

Недоліками площового заводнення є питання регулювання відбирання і нагнітання води, а також боротьба з обводненістю. Площове заводнення рекомендується застосовувати на пізніх стадіях розробки родовища. Більш ефективними є блочні системи.

Лекція №4

Водопостачання при заводненні наф покладів. Основні вимого при закачуванні води

Водопостачання нафтових покладів

Підтримання Рпл(ППТ) потребує використання великого об’єму якісної води. Вирішення проблеми водопостачання зводиться до пошуків надійного і багатою водою джерела з великою к-тю води. Обґрунтування необхідної якості закачув води та розробки технології з її підготовки. Середня витрата закач рідини колив в межах від 1,5-2м3 на т видобутої нафти. Витрата закач води визначається стадією розробки родовища і може бути представлена у вигляді граф залежності зміни відносного відбору води і нафто вилучення в часі.

Якість закач води характеризується параметрами:

1.наявністю добрих витісню вальних властив

2.малим вмістом мех домішок і емульсованої нафти

3.відсутність зниження проникності пласта

4.відсутність сірководню, діоксину вуглецю, кисню і мікроорганізмів

Наявність кисню у закач воді спричиняє корозію металу та сприяє розвитку в пласті аеробних бактерій. Діоксин вуглецю СО2 знижує рН води і призводить до руйнування захисної окисної плівки на металі, а також до підсилення корозії устаткування.

Сірководень H2S взаємодіючи з залізом утвор тверді частинки сірчистого заліза, які виносяться потоком рідини, а за наявністю кисню – сірчану кислоту.

Також у випадку наявності зазначених компонентів у воді можливе утворення у пласті сульфатів кальцію і випадання безпосередньо в пласті карбонату кальцію, що в подальшому призводить до закупорювання порових каналів, зменшення нагнітальності св. І проникності в цілому.

Сульфатобактерії можуть спричинити біокорозію металу. Також в пласті за рахунок розчинення орган і не орган речовин можуть розвиватись анаеробні бактерії.

Зниження проникності пласта також можливе внаслідок набухання глин у прісних водах та хім несумісності за сольовим складом нагн води і пластової, що може призести до опадання осадів.

Механічні домішки, сполуки заліза, водорості і різні мікроорганізми спричиняють до забруднення, кольматації ПЗП.

Виробничий досвід показує, що встановлення єдиних норм, щодо якості води є недоцільним, але окремі вимоги ставляться. Так вміст мех. домішок і емульсованої наф не повинен перевищувати 5-50 мг/л води. При цьому діаметр фільтрац каналів повинен перев. у 3-6 раз діам частинок.

Для перевірки природності води викор лаб досл по визначенню складу води і фільтрації через природній керн, а також проводять пробні закач води у пласт на дослідній ділянці.

Джерела закач води

Як джерело закач води на практиці викор наступні води:

1.води відкритих водоймищ(рік, озер, одосховищ і морів)

2.грунтові води(артезіанські та під руслові)

3.пластові (глибинні води)

4.стічні оди

Грунтові води характеризуються значною різноманітністю мінералізованого складу(100-200 мг/л) та малим вмістом мех. домішок. Ці води мож нагнітати без спец підготовки.

Пластові води переважно мінералізовані і також не потребують попередньої підготовки. Води поверхневих басейнів значно поступаються за якістю грунтовим і пластовим. Вони, як правило, містять значну к-ть мех. домішок, здатність спричиняти набухання глин і потребують попередньої підготовки.

Стічні води скл з пластових вод. Ці води мінералізовані(15-3000г/л) і характеризуються добрими нафтовитісними властивостями. Але в складі цих вод міститься значна к-ть емульгоаної нафти, а також мех. дом, діоксину вуглецю і сірководню. Потреба у додатковій підготовці таких вод призводить до подорожчання її використання. Однак при цьому вирішується проблема утилізації пластових стічних вод.

Технологічна схема водопостачання для закачування в нафтові поклади

Технологічні схеми водопостачання відрізняються між собою в залежності від особливостей умов кожного нафтопромислового району; проте будь-яка технологічна схема, що використовує воду, як джерело водопостачання вміщує наступні основні елементи:

Водозабірні споруди (водозабори) і водоочисна станція містять ємності для резервування води, що забезпечує безперебійне водопостачання без аварійних зупинок чи проведення ремонтних робіт.

Буферні ємності являють собою підземні залізобетонні або наземні металеві резервуари. Можуть мати водопідігрів.

Водозабори і насосні станції першого підняття призначені для забору води і подавання на насосну станцію другого підняття.

Бувають відкритого і закритого типу. У відкритого вода відбирається із поверхні водоймища за допомогою всмоктувальної труби. На практиці перевага надається водозабору закритого типу, який забезпечує подавання води, що практично не містить механічних домішок. В цьому випадку воду відбирають із під руслових св.-н глибиною 10-50 м, тому шар гальки і піску являється природним фільтром.

Св-ни бурять на відстані від берегу ріки 70-90 м і між собою на відстані не більше 170 м. у випадку індивідуального водозабору, коли рівень води перебуває на глибині понад 8 м в кожну св.-ну спускають занурений відцентровий насос з електродвигуном. Вода подається по збірному водоводу відразу в буферні ємності насосної станції другого підняття. Перевага надається сифонному водозабору (груповий), який на 15-25% дешевший ніж індивідуальний. У випадку сифонного водозабору гирло кожної св.-ни зміщується в колодязі за допомогою приймального колектора підєднується до вакуумних котлів. Вакуумні котли висотою приблизно 7 м встановлюються разом з ЕВН насосної станції першого підняття в бетонні плахті глибиною 9-17 м.

Вода під вакуумом надходить у вакуум-котли, а потім подається у вакуум ємності другого підняття.

Артезіанський водозабір грунтових вод може бути закритого типу.

Водоочисна станція призначена для підготовки води, яка надходить з відкритого водозабору. Підготовка води містить такі с-ми:

1. Фільтрувальна – для вилучення мех. Домішок

2. Знекислення води і відділення корозійноагресивних компонентів

3. Бактерицидне оброблення води для знищення бактерій

4. Солеве оброблення води для забезпечення її сумісності з пластовою водою

5. Автоматизоване керування підготовкою води та контроль за її якістю

Для фільтрування вода подається в нижню частину вертикального змішувача перед яким до неї дозуючим насосом подають рідинний коагулянт, що сприяє коагуляції за завислих мех. частинок; із змішувача вода самоплином надходить у суспензійні освітлювачі, де утворюються укрупнені частинки мех. домішок, що в подальшому осідають на дно або залишаються на фільтрі. Очищена вода поступає у резервуари.

Знекислення води забезпечується зустрічним пропусканням води і газу у вертик. колонах або оброблення хім. реагентами,які зв’язують вільний кисень і виводять його в осад. Пригнічення бактерій досягається обробленням води хімічно активними реагентами(хлоридом,формальдегідом і т.д)

Насосні станції другого підняття розміщують, як правило, в місцях скупчення головних споруд с-ми ППТ.

Сучасні КНС (кущеві насосні станції) виготовляють у блочному виконанні, куди входять розподільчі гребінки, с-ми керування і автоматизовані насоси і інше обладнання.

Гирла нагнітальних св.-н обладнують спец нагнітальною арматурою хрестового типу, яка розрахована на робочі тиски 21-35 МПА, т-ра до 120 град цельсію. Абревіатура т-ри АХН 1-65×210.

Для боротьби з корозією обладнання с-ми ППТ використовують методи:

1. Оброблення води інгібітором корозії

2. Застосування катодного і протекторного захисту

3. Покривання внутрішньої поверхні труб спец. захисними плівками

4. Використання неметалевих труб