2.1.5 Система ппд и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов

Требования и рекомендации к системе ППД, качеству воды, используемой для заводнения.

На территории АО «Тургай-Петролеум» для поддержания пластового давления используется подземная альбсеноманская вода из расположенного внутри промысла скважинного водозабора и сточная нефтепромысловая вода от цеха подготовки нефти. Погружными скважинными насосами подземная вода по низконапорному коллектору подается на прием горизонтальной буферной емкости, где смешивается с поступающей сюда же сточной водой. После смешения вода с верхней части емкости поступает на вход БКНС и далее в нагнетательные скважины. Однако при смешении данных вод образуется большое количество нерастворимых солей, которые в виде осадка откладываются на крыльчатках насосов, стенках трубопроводов и в нагнетательных скважинах.

Одним из звеньев системы ППД являются водозаборы. В настоящее время водозабор №1 представляет собой линейный ряд из 11 эксплатуационных скважин, расположенных друг от друга на расстоянии от 76 до 347 м и куст из 5 водозаборных скважин с расстоянием между ними 200м. Фактическое местоположение скважин не отвечает проектному согласно которому расстояние между ними должно составлять 100м.

В качестве водоподъемного оборудования на месторождении используются погружные насосы марки ЭЦВ 10-63-150, SP 60-13N и SP 45-21 производительностью соответственно 63, 60 и 45 м³/час. Скважины оборудованы фильтрами типа ФКО и сетчатыми фильтрами с гравийной обсыпкой.

Среднесуточный дебит по линейному водозабору №1 составляет около 5000 м³/cyт, что не превышает расчетный показатель 8300 м³/сут (согласно проекту технического водозабора месторождения Кумколь).

Однако, следует отметить ряд негативных моментов, имеющих место в режиме эксплуатации водозаборных скважин. Это непостоянный дебит отбора воды во времени, работа насосов в ряде скважин в максимальном режиме, следствием чего является пескование скважин и частый выход из строя насосного оборудования. Аварийные перебои в работе ведут с одной стороны к систематическим колебаниям уровня в скважине, активизируя тем самым коррозионные процессы, а с другой стороны - создают дополнительные нагрузки на пласт после пуска насоса, что активизирует процессы пескования с образованием в призабойной зоне песчанной пробки. На водозаборе №1 из положенных одиннадцати, в действии находятся 5-6 скважин, а на водозаборе №2 три скважины из шести, что увеличивает нагрузку на каждую в отдельности. Не ведется контроль за снижением уровня подземных вод, т.к. отсутствует сеть наблюдательных скважин, тем не менее расчет выработки запасов месторождения подземных вод необходимо провести для более оптимального выбора режима эксплуатации водозаборов.

Поскольку объем добываемой на водозаборе №1 альбсеноманской воды составляет 4-5 тыс.м³/сут, а на водозаборе №2 - 3 тыс. м³/сут, то потребность в объеме нагнетаемой жидкости полностью обеспечивается. В случае увеличения потребности в технической воде следует вводить в действие дополнительные скважины. Для этой цели возможно предусмотреть ввод в систему ППД дополнительного водозабора №3, вскрывающие подземные воды сенон-туронских отложений.

Воздействие водозаборных сооружений на водоносный комплекс приводит к образованию целого ряда техногенных процессов, проявляющихся в пределах всей депрессии на пласт. Под воздействием гидравлических градиентов из горизонтов выносится твердая фракция, которая с одной стороны приводит к зарастанию фильтров скважин, с другой - воздействует на технологическое оборудование как абразивный материал, выводя его из строя значительно раньше положенного срока. Основной причиной пескования является наличие в пределах фильтров зоны критических градиентов, а также неравномерность работы скважин. Длительная их эксплуатация на различных режимах формирует устойчивую водоприемную воронку, однако в момент запуска скважины в работу, возникает гидравлический удар, сопровождаемый развитием чрезмерных гидравлических градиентов, которые приводят к нарушению равновесия. Пескование будет наблюдаться и в дальнейшем. Единственный способ его предотвращения-создание фильтровой колонной и поверхностью водоприемной воронки буферной зоны, способной гасить гидравлические удары, так например гравийной засыпки, которую рекомендуем подобрать по грануметрическому составу водоносного слоя, или же обоснованием и реализацией стабильного режима эксплуатации.

Анализ всех результатов дает возможность сделать заключение о том, что конструкция фильтров водозаборных скважин не соответствует проектной. Например, на скважине 2 - длина фильтра 20 м, на скважине 4 - 30 м при проектной длине фильтра - 48 м, кроме того сетка галунного плетения установлена не по всей длине рабочей части фильтра.

Запуск в работу насосов должен исключать возникновение чрезмерных гидравлических градиентов. Это возможно при запуске насосов на закрытую задвижку с последующим плавным ее открытием и выводом насоса на рабочий режим.

Делать выводы о «зарастании» фильтров и труб продуктами химических процессов, можно только имея данные геофизических исследований, в частности кавернометрии по стволу фильтра и технической колонны.

Физико-химические свойства и требования к качеству закачиваемых вод.

На месторождении выявлено шесть продуктивных горизонтов - два меловых (1020-1065 м) и четыре юрских (1190-1370 м). По геологофизическим характеристикам коллекторов выделено четыре объекта эксплуатации.

Фильтрационно-емкостные свойства меловых горизонтов в целом выше, чем юрских горизонтов. Так, для мела проницаемость определена в пределах 1.48-2.60 мкм², пористость 0.19-0.33, а для юры проницаемость 0.40-0.625 мкм², пористость 0.16-0.385 по результатам ГДИ и ГИС соответственно.

Пластовая вода меловых горизонтов, по классификации Сулина относится к хлоркальциевому типу с минерализацией от 53 до 59 г/л, содержанием хлора 32589-36840 мг/л, сульфатов 8.2-23.9 мг/л, гидрокарбонатов 85-390 мг/л, кальция 2600-3000 мг/л, магния 240-1560 мг/л, натрия+калия 16896-18667 мг/л.

Воды юрских горизонтов имеют минерализацию 53-84 г/л, тип воды хлоркальциевый. Содержат хлора 36542-51911 мг/л, сульфатов 5.8-57.6 мг/л, гидрокарбонатов 60.7-207.4 мг/л, кальция 2800-5000 мг/л, магния 600-1080 мг/л, натрия+калия 19311-26071 мг/л.

Пластовые воды кислые (рН от 5.0 до 6.9) и агрессивные к металлу и цементу.

Кроме того, вода юрских горизонтов нестабильна по карбонату кальция, поэтому при добыче нефти и применении термобарических условий или смешении с меловой водой и изменении химического состава будет происходить образование нерастворимых солей в виде осадка. Абсолютное пересыщение по карбонату кальция составляет 52.6 мг/л. Отмечено высокое содержание ионов бария - до 656 мг/л, которые способны при наличии свободных сульфатов создавать трудноудаляемый осадок.

Таким образом, неоднородность пластов-коллекторов по строению системы проводящих каналов и составу включенных вод предполагает в каждом коллекторе индивидуальный процесс по кольматации.

Альбсеноманская вода, применяемая для заводнения с целью подддержания пластового давления, одинакова по составу как на водозаборе на территории АО «Тургай-Петролеум». По своему физико-химическому составу она относится к переходному сульфат-натриевому гидрокарбонат-натриевому типу с минерализацией 1.13-2.68 г/л. Содержание хлора 301-905 мг/л, сульфатов 153-745 мг/л, гидрокарбонатов 122-439, кальция 10-150 мг/л, магния 6-96 мг/л, натрия и калия 425-760 мг/л. Содержание механических примесей достигает 149 мг/л на водозаборе АО «Харрикейн Кумколь Мунай», 25 мг/л на водозаборе АО «Кумколь- ЛУКойл». Нефтепродукты и сероводород отсутствуют. В отдельных пробах водозабора АО «Тургай-Петролеум» обнаруживаются сульфатовосстанавливающие бактерии (СВБ) до - 10 кл/мл. Анализ размера твердых частиц показал, что на водозаборе АО «Тургай-Петролеум» содержится 0.7 % частиц крупностью более 500 мкм, 9.5 % - от 100 до 500 мкм, 0.5 % - от 10 до 100 мкм и 89.3 % - ниже 10 мкм. В единичной пробе обнаружены СВБ в количестве единиц клеток в миллиметре.

При наличии лицензии на водопользование природоохранного объекта, имеющего большое народнохозяйственное значение, каким являются водоносные сенон-туронские горизонты, возможно их применение для поддержания пластового давления, поскольку воды имеют близкий состав с альбсеноманскими водами. Однако при подсчете запасов не рекомендуется использовать в условиях дефицита волы, особенно в зоне полупустынь пресную и слабосоленую воду для технических нужд, если есть альтернативные источники.

Сточная вода представляет собой смесь меловых и юрских вод, которая изменяет свой состав по мере разработки месторождения и включения в эксплуатацию новых объемов того или иного горизонта. Вода относится к хлоркальциевому типу с минерализацией 35-46 мг/л, которая постепенно уменьшается за счет опреснения пластовых вод из-за закачки альбсеноманской воды. В сточной воде содержится хлора 21344-28467 мг/л, сульфатов 14.8-19.9 мг/л, гидрокарбонатов 122-146 мг/л, кальция 1500-2000 мг/л, магния 312-480 мг/л, натрия+калия 11571-15286 мг/л. В воде обнаруживаются сульфатвосстанавливающие бактерии - в количестве от 102 до 105 кл/мл. Содержание нефтепродуктов составляет 52.3 мг/л, а механических примесей 151 мг/л. Причем частиц размером более 500 мкм обнаружено 8%, от 100 до 500 мкм 25.4%, от 10 до 100 мкм 13.3% и менее 10 мкм 53.3%.

Анализ состава сточной воды показывает, что соотношение юрской и меловой пластовых вод в среднем составляет приблизительно 3:7. С вовлечением в разработку юрских горизонтов доля юрской пластовой воды будет увеличиваться, увеличивая карбонатную и сульфатную нестабильность и осадкообразование уже в системе сбора и транспорта нефти.

Закачиваемая вода на участке АО «Тургай-Петролеум» представляет собой смесь альбсеноманской и сточной вод, которые смешиваются в буферной емкости типа ОГ-200 на входе в БКНС. Соотношение объемов вод составляет примерно 80-90% альбсеноманской воды и 20-10% сточной воды. Тип воды переходный - хлор-кальциевый, хлор-магниевый, сульфат-натриевый. Минерализация составляет 4.16-18.39 г/л. Содержит хлора 1964-10885 мг/л, сульфатов 261-535 мг/л, гидрокарбонатов 122-293 мг/л, кальция 160-810 мг/л, магния 54-198 мг/л, натрия и калия 1289-6042 мг/л.

Сульфатвосстанавливающих бактерий 10³-10⁴ кл/мл. Нефтепродуктов обнаружено до 31.6 мг/л, мехпримесей - 46.8 мг/л. Доля частиц свыше 500 мкм составила 9%, от 100 до 500 мкм - 23.9%, от 10 до 100 мкм - 11.1% и частиц менее 10 мкм - 56%. Поскольку сточная вода нестабильна, то смешиваемые воды несовместимы по карбонатам. Абсолютное пересыщение составляет 5-14 мг/л. Это приводит к выпадению большого количества нерастворимых солей, что подтверждается расчетами совместимости тройных смесей альб:мел:юра и осмотром образцов, вырезанных из трубопроводов. Расчеты показывают, что смеси меловых и альбсеноманских вод стабильны в любых соотношениях; смеси меловых и юрских вод стабильны лишь при доли меловой воды от 80% и выше у а смеси юрской и алъбсеноманских вод несовместимы. При увеличении доли юрской воды абсолютное пересыщение смеси Ю:А увеличивается от 13.4 мг/л до 52.6 мг/л.

Содержание бария в попутно-добываемой воде приводит к нарушению сульфатного равновесия в смеси с закачкой сульфатной альбсеноманской воды, образуя сульфат бария.

Наблюдаемые снижения приемистости нагнетательных скважин является следствием закачки неподготовленной воды. Так, в закачиваемой воде на территории АО «Тургай-Петролеум» по механическим примесям показатели превышают допустимую величину в 1.56-4.68 раз, а по нефтепродуктам в 1.05-3.16 раза. При этом за счет карбонатной и сульфатной несовместимости образующиеся сульфаты бария и карбонаты кальция усиливают эффект кольматации порового пространства.

Немаловажным является процесс сульфаторедукции, впервые обнаруженный в 1994 году. Активность биогенных процессов была оценена по самоизливу скв. 103. Если в закачиваемой воде содержалось СВБ 10 кл/мл и 3.7 мг/л сероводорода, то в призабойной зоне количество СВБ составляло 103 кл/мл при концентрации сероводорода до 15.6 мг/л. Из призабойной зоны нагнетательных скважин сероводород вместе с водой в составе водонефтяной эмульсии выносится в зоны отбора нефти добывающими скважинами. Наличие сероводорода в добываемой продукции осложняет подготовку нефти, приводит к аварийности подземного и наземного оборудования за счет активизации коррозионных процессов в системе сбора и транспорта нефти.

По содержанию ионов железа (II) в целом вода соответствует предъявляемым требованиям, а закрытая система сбора, подготовки и транспорта нефти и воды должна обеспечивать установленный норматив по растворенному кислороду.

Существующее состояние системы ППД показывает, что имеют место существенные отклонения нормируемых показателей качества воды от требуемых значений.

Необходимо осуществлять постоянный физико-химический и микробиологический контроль закачиваемых в пласт вод и добываемой продукции.

Для подготовки альбсеноманской воды предусматривается установка перфорированной трубы длиной 48 м с сетчатой обмоткой из саржевой сетки и галунного плетения из проволоки диаметром 0.8 мм с последующей гравийной обсыпкой для предотвращения пескопроявления и смягчения гидроударов при включении погружных насосов на входе БКНС располагается буферная емкость, где вода отбирается из верхней части. Эта же схема может быть применена и для подготовки сенон-туронских вод.

Отстой воды в существующем резервуаре (буферной емкости БКНС) и резервуаре сточной воды недостаточен по времени. Для увеличения времени отстоя необходимо установить дополнительный резервуар. Однако существуют и другие альтернативные варианты удаления мехпримесей и нефтепродуктов - это применение флотационной установки с дозированием гидрооксида аллюминия и применением попутно-добываемого газа в качестве рабочего флот-агента. После флотатора возможна установка регенерируемых фильтров, где загрузкой является мраморная крошка, уголь, кварцевый песок и т. п.

Аналогичная система успешно работает на месторождении Тенгиз и будет введена в строй на месторождении Карачаганак.

Для предотвращения осложнений, связанных со снижением приемистости нагнетательных скважин, необходимо разделить закачку альбсеноманской и сточной вод. На начальном этапе такое разделение возможно в пределах одной БКНС - для этого надо один насос (с резервным) перевести на закачку только сточной воды на одну из конкретных ВРП. Менять тип воды в дальнейшем не допускается.