vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

группы месторождений легких неф-тей представляет интерес поиск способа реализации водога-зовой циклической репрессии за счет собственного газа

путем периодического и управляемого снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕ СИСТЕМЫ ГАЛКА И ГАЛКА-ПАВ

В методе реализован известный в аналитической химии принцип «возникающих реагентов» (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему (карбамид — соль алюминия — вода — ПАВ). В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется. Образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель. При этом основные характеристики можно регулировать.

Для регулирования фильтрационных потоков в продуктивных пластах месторождений, увеличения охвата пластов заводнением, повышения нефтеотдачи разработаны две технологии с применением неорганических гелеобразующих составов — ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ. Опытно-

промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири показали технологическую и экономическую эффективность метода: снижение обводненности продукции добывающих скважин на 10— 50 %, увеличение дебитов по нефти. Дополнительная добыча нефти составила 40— 60 т на 1 т гелеобразующей системы. Для приготовления гелеобразующих составов можно использовать алюмосодержащие отходы многотоннажных промышленных производств.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ВВЕДЕНИЕ

В наше время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-

физическими условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из недр.

Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США – 0,33 (по данным Торри).

Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. М.Макет считает, что объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со средними запасами до 0,7-0,8 равносильно открытию

новых крупных месторождений. Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным (или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной проблемой. Однако работы отечественных и зарубежных исследователей показали, что она может быть решена в ближайшем будущем.

Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин

Величина притока и темпы извлечения нефти, производительность скважины в значительной степени зависят от состояния призабойной зоны скважины. Особое значение имеет эффективная проницаемость призабойной зоны пласта. Ввиду радиального притока жидкости в скважину, на единицу площади призабойной зоны приходится наибольшее количество поверхностно-активных компонентов. Снижение проницаемости

призабойной зоны может быть обусловлена выпадением содержащихся в нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ, а также отложением их на

поверхности породы и стенках скважины. Поверхности частиц песка или других пород скелета пласта могут служить такими же центрами кристаллизации, как и шероховатые поверхности стенок насосно-

компрессорных труб.

В результате адсорбции поверхностно-активных веществ нефти может

изменяться молекулярная природа поверхности и произойти гидрофобизация первоначально гидрофильной породы. Опыты Ф.А. Требина показали, что явление затухания фильтрации с повышением температуры снижается, и при 60-65°С для большинства нефтей оно почти исчезает. Повышение

температуры препятствует также выделению из нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ. Указанные факты показывают, что для

повышения производительности скважин тепловое воздействие на призабойную зону является одним из важных методов.

Паротепловое воздействие на призабойную зону преследует цель прогрева ограниченной площади пласта, направленного на увеличение продуктивности скважин. При этом улучшаются фильтрационные характеристики, снижается вязкость нефти, изменяйся смачиваемость горных пород, увеличивается подвижность нефти, активизируется режим растворенного газа.

Тепловое воздействие на призабойную зону может быть осуществлено

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

путем электропрогрева или закачкой пара. Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне скважин, наряду со снижением вязкости повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.

На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои.

Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов).

Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной

нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.

Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка – в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону.

Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) – величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.

При осуществлении паротепловой обработки скважин горные породы действуют как теплообменник и способствуют тому, чтобы тепло, аккумулированное в процессе закачки пара, эффективно использовалось при фильтрации нефти из пласта в скважину. Одновременно при проведении паропрогрева происходит очистка призабойной зоны от парафина и асфальтено-смолистых отложений.

Реакция пласта на циклическую закачку пара в значительной степени зависит от коллектора. В толстых крутопадающих пластах, где преобладающим механизмом вытеснения нефти является гравитационное дренирование, может быть осуществлено 10 циклов и более. В пологих пластах, где добыча осуществляется на режиме растворенного газа, пластовая энергия быстро истощается, ограничивая число циклов обработки паром до 3-5.

На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко

– более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется.

Существенным экономическим показателем эффективности пароциклического воздействия является паронефтяной фактор, величина которого не должна превышать 2 т/т.

Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.

Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и

исследования, едва достигает 1 м.

При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки -

парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель

мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С,

вызывающее образование из нефти кокса.

Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с

барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель- канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка жил обматывается

прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН.

Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы

автотрансформатор и станция управления от установки для центробежных

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин.

В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для

обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса,

устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди диаметром 11 мм,

заполненные плавленой окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой проволоки (рис.21).

Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции

управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.

Pис. 21- Скважинный электронагреватель:

1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки.

Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут (рис. 22).

Рис. 22- Изменение температуры на забоях скважины во времени при электропрогреве: 1 - 21 кВт; 2 - 10,5 кВт; 3, 4 - 21 кВт; 5, 6, 7 - 10,5 кВт.

Кривые 1, 2 - для скважин Арланского месторождения, остальные - для

Ишимбайского

Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от

места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем. По данным промысловых электропрогревов ПЗС в Узбекнефти после 5 -7-суточного прогрева нагревателем мощностью 10,5 кВт и

последующего его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после

электропрогрева необходимо без промедления.

Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы,

как правило, показывают снижение эффективности.

По результатам 814 электропрогревов в Узбекнефти эффективных было 66,4 %, при этом получено 70,3 т дополнительно добытой нефти на

одну успешную обработку. По результатам 558 электропрогревов в Башкирии эффективных было 64,7 %, при этом на каждую эффективную обработку получено 336 т дополнительной нефти.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

В Сахалиннефти по данным 670 операций средняя эффективность составила 63 т дополнительной нефти на 1 обработку.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи

При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление). Существует два перспективных метода термического ПНП: нагнетание перегретого водяного пара и метод внутрипластового движущегося очага горения.

Вытеснение нефти перегретым паром

Водяной пар благодаря скрытой теплоте парообразования обладает значительно большим теплосодержанием, чем горячая вода. Если вода при температуре 148,9°С содержит 628 кДж/кг тепла, то насыщенный пар при той же температуре – 2742 кДж/кг, т.е. более чем в 4 раза. Но это еще не означает, что пар отдаст пласту в 4 раза больше тепла, чем-то же количество

воды. Если пластовая температура равна 65°С, то 1 кг воды, нагретой до 148,9°С передает пласту 356 кДж, а 1 кг пара при тех же условиях – 2470

кДж, т.е. почти в 7 раз больше. Поэтому при помощи пара в пласт можно внести значительное количество тепла в расчете на единицу веса нагнетаемого агента. Кроме того, при одинаковых условиях 1 кг пар занимает в 25-40 раз больший объем и может вытеснить наибольший объем

нефти, чем горячая вода.

При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар, представляющий собой смесь пара и горячего конденсата. Степень сухости закачиваемого в пласт пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

степень сухости пара, равная отношению массы пар к массе горячей воды при одинаковом давлении и температуре, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 309°С у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды.

Процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара является более сложным, чем при нагнетании горячей воды. Пар нагнетают в пласты через паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины.

Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефти. При температуре 375°С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м3.

При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три характерные зоны: зона вытеснения нефти паром; зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях, и зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры (рис.31). Указанные зоны различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

механизму вытеснения нефти из пласта. Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное влияние.

Рис.31- Схема распределения температуры в пласте при нагнетании в

него водяного пара. Зоны: 1 – перегретого пара: 2 – насыщенного пара; 3 – горячего конденсата: 4 – остывшего конденсата.

Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты прогрева. При этом температура нагнетаемого перегретого пара вблизи нагнетательной скважины снижается (в зоне 1) до температуры насыщенного пара (т.е. до точки кипения воды при пластовом). На прогрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая теплота парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температура пароводяной смеси и пласта будут приблизительно постоянны и равны температуре насыщенного пара (зависящей от давления), пока используется вся скрытая теплота парообразования. Основным фактором увеличения нефтеотдачи здесь является испарение (дистилляция) легких фракций остаточной нефти, образованной после вытеснения горячей водой. Размеры ее при практически приемлемых объемах закачки небольшие. В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. В зоне 4 температура пласта снижается до начальной.

Нефть вытесняется остывшим конденсатом при пластовой температуре. Часть теплоты, как и в случае нагнетания горячей воды, расходуется через кровлю и подошву пласта. Кроме того, на распределение

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

температуры влияет изменение пластового давления по мере удаления теплоносителя от нагнетательной скважины. В соответствии с распределением температуры нефть подвергается воздействию остывшей воды, горячего конденсата, насыщенного и перегретого пара. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения под действием пара нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состоянии. В холодной зоне пары углеводородов конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и вытесняя ее как растворитель.

Механизм вытеснения и характер распределения температуры в пласте удобно рассматривать и в обратном к вытеснению направлении (рис.32).

Рис.32 - Схема вытеснения нефти паром. Условные обозначения: а - пар; б - вода; в – нефть

Взоне 4 фильтруется безводная нефть при пластовой температуре.

Взоне 3 температура пласта тоже равна начальной. Вытеснение нефти водой происходит при пластовой температуре. Насыщенность воды в направлении вытеснения постепенно уменьшается до значения насыщенности связанной водой.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Зона 2 – это зона горячей воды. Температура в этой зоне снижается от температуры пара до начальной пластовой. В ней фильтруется горячая вода, нагретая нефть, обогащенная легкими фракциями углеводорода, которые образовались из остаточной нефти в зоне пара и вытесняются из зоны конденсации. Здесь вытеснение нагретой нефти производится горячей водой. В этой зоне повышение коэффициента нефтеотдачи достигается за счет снижения вязкости нефти, повышения ее подвижности, усиления капиллярных эффектов.

На участке зоны 2, примыкающей к зоне 1, температура несколько ниже, чем температура парообразования. В этой зоне, размеры которой небольшие, пары воды и газообразные углеводородные фракции из-за

охлаждения компенсируются и вытесняются горячей водой по направлению к добывающим скважинам.

Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти

при начальных условиях.

Зона 1 – это зона влажного пара, которая образуется вблизи нагнетательной скважины. В ней температура приблизительно постоянна, ее значение равно температуре парообразования воды, зависящей от давления в пласте. В этой зоне происходит испарение легких фракций из остаточной нефти.

Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием: путем расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

Вязкость нефтей, как правило, резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Поскольку дебит нефти обратно

пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более.

Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

темпом снижения вязкости, остаточная нефтенасыщенность их уменьшается более резко, особенно при температурах до 150°С. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению нефтеотдачи.

В процессе закачки пара нефть в зависимости от состава может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей.

По Р.Х. Муслимову (1999), влияние различных факторов па нефтеотдачу при вытеснении нефти паром оценивается за счет (рис.33):

•снижения вязкости нефти – до 30;

•эффекта термического расширения – до 8%;

•эффекта дистилляции – до 9%;

•эффекта газонапорного режима – до7%;

•эффекта увеличения подвижности – до 10%.

•Процесс вытеснения нефти паром предусматривает непрерывное нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам. При этом процессе основная доля тепловой энергии расходуется на повышение температуры пород пласта. Поэтому даже без тепловых потерь при движении теплоносителя по стволу скважины и в кровлю-подошву пласта фронт распространения температуры отстает от

фронта вытеснения нефти.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.33 - Зависимость нефтеотдачи от различных факторов при

паротепловом воздействии (по Ρ Χ Муслимову. 1999):

1 – режим истощения при естественной (пластовой) температуре; 2

– снижение вячкости; 3 – термическое расширение; 4 – дистилляция; 5 – газонапорный режим; 6 – изменение подвижности.

С целью повышения эффективности процесса и рационального использования внесенного в пласт тепла, после создания тепловой оторочки, составляющей 0,6-0,8 порового объема пласта, эту оторочку продвигают к

забоям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины. Данная технология получила название метода тепловых оторочек Оценка эффективности теплового воздействия на пласт при закачке пар обычно выражается удельным расходом пара на добычу дополнительной нефти.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить 13-15 т

пара, поэтому при рентабельной технологии удельный расход пара на дополнительную добычу нефти не может быть больше 13-15 т. Если учесть затраты на приготовление и закачку пара, составляющие 30-35% от общих

расходов, то получится, что при эффективном процессе расход пара на добычу одной тонны дополнительной нефти должен быть не более 3-6 тонн.

При выборе объекта для ПТВ необходимо иметь в виду, что нефтенасыщенная толщина пласта не должна быть менее 6 м. При меньшей

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

толщине процесс вытеснения нефти паром становится неэкономичным из-за

больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины,

которые примерно достигают 3% на каждые 100 м 1лубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн. Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм, а темп вытеснения нефти должен быть достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи. Общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте не должны превышать 50% от поступившей на устье скважины. В противном случае процесс ПТВ будет неэффективен.

Существуют различные технологические схемы ввода в пласт теплоносителя (пара) для подогрева пласта и содержащихся в нем флюидов: циклическая, блочно-циклическая, импульсно-дозированная, площадная, или

рядная.

Внутрипластовое горение

Процесс внутрипластового горения (ВГ) - способ разработки и метод

повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, основанный на использовании энергии, полученной при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхности. Это сложное, быстро протекающее превращение, сопровождаемое выделением теплоты, используется для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в основном на залежах нефти с вязкостью более 30 мПа∙с.

Основа горения – экзотермическая окислительно-восстановительная

реакция органического вещества с окислителем. Для начала реакции необходим первичный энергетический импульс, чаще всего нагревание нефти. Поэтому процесс ВГ начинается с поджога некоторого количества нефти с помощью забойного нагревающего устройства (электрических или

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

огневых горелок). После образования устойчивого очага горения в пласт закачивают через нагнетательную скважину окислитель или смесь окислителя и воды. Кислород соединяется с топливом (нефтью), образуя СО2

и воду с выделением тепла. Предварительно разогретая порода далее нагревает движущийся через нее окислитель до температуры выше воспламенения кокса и нефти. При нагнетании окислителя разогретая зона (очаг горения), температура которого поддерживается высокой за счет сгорания части нефтепродуктов, продвигается вглубь пласта. При этом часть пластовой нефти (10-15%) сгорает и выделяющиеся в результате горения

газы, пар и другие горючие продукты сгорания, продвигаясь по пласту, эффективно вытесняют нефть из пласта. Процесс автотермический, т.е. продолжается непрерывно за счет образования продуктов для горения (типа кокса).

Процесс внутрипластового горения сочетает все преимущества термических методов – вытеснение нефти горячей водой и паром, а также смешивающегося вытеснения, происходящею в зоне термического крекинга, в которой все углеводороды переходят в газовую фазу.

Диапазон применения ВГ очень широк: на неглубоко залегающих месторождениях и на значительных глубинах.

Экспериментальные работы в сочетании с теоретическими исследованиями позволили сформулировать основные закономерности процесса ВГ:

-внутрипластовое горение может проявляться в трех разновидностях: сухое (СВГ), влажное (ВВГ) и сверхвлажное (СВВГ);

-определяющим параметром для ВВГ и СВВГ является водовоздуш-

ный фактор (ВВФ) – отношение объема закачиваемой в пласт воды к объему закачиваемого в пласт воздуха;

-интенсивные экзотермические реакции окисления нефти происходят в узкой зоне пласта, называемой фронтом горения;

-на фронте горения при сухом и влажном процессах температура в

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

среднем может составить 400-600 °С, процесс сверхвлажного горения протекает при температурах 200-250°С:

-увеличение ВВФ позволяет: повысить скорость продвижения по пласту тепловой волны, снизить расход воздуха на выжигание пласта и на добычу нефти, уменьшить концентрацию сгорающего в процессе химических реакций топлива;

-на процессе внутрипластового горения существенное влияние оказывают такие параметры, как пластовое давление, тип породы-

коллектора, тип нефти, начальная нефтенасыщенность.

Различают два основных варианта внутрипластового горения – прямоточный и противоточный.

Прямоточное внутрипластовое горение – это процесс теплового воздействия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространение фронта горения происходит в направлении вытеснения нефти – οт нагнетательной скважины к добывающей. Скорость движения фронта горения регулируется типом и количеством сгоревшей нефти и скоростью нагнетания воздуха.

Если же повышают температуру призабойной зоны добывающей скважины и очаг горения возникает в ее окрестности, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти. Такой процесс называется противоточпым горением. Он используется, как правило, только

втом случае, если невозможно осуществить прямоточный процесс горения, например на залежах с неподвижной нефтью или битумом.

При внутрипластовом горении действует широкий комплекс механизмов извлечения нефти: вытеснение ее газообразными продуктами горения, водой, паром; дистилляция легких фракций нефти; разжижение нефти под действием высокой температуры и углекислого газа. Образованные за счет дистилляции легкие фракции нефти переносятся в область впереди теплового фронта и, смешиваясь с исходной нефтью, играют

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

роль оторочки растворителя.

В процессе прямоточного горения температура и профиль насыщения флюидами в пласте развиваются согласно характерным зонам. Прямоточный процесс ВГ включает: выжженную зону, содержащую окислитель (воздух); зону горения, содержащую кокс; зону испарения (многофазную зону), содержащую пар, газы, воду, легкие углеводороды: зону конденсации, или трехфазную зону, содержащую нефть и газ; зону пласта, не охваченную воздействием (рис.34).

Рис.34 - Схема процесса прямоточного внутри пластового

горения (по Р.Х. Муслимову. 1999):

а – темпсратурные зоны в пласте, б – зоны распространения процесса: 1,2 – нагнетательная и добывающая скважины; 3.4,7.8 – зоны: соответственно выжженная, испарения, конденсации и пара; 5 – легкие углеводороды; 6 – нефтяной вал; 9 – фронт горения.

Зона 1. В этой области пласта фронт горения уже прошел, она состоит практически из сухой породы без нефти. В порах фильтруется окислитель.

Температура в ней достаточно высокая, плавно увеличивается в направлении вытеснения. По мере фильтрации в этой зоне происходит нагревание закачиваемого окислителя за счет контакта с нагретым коллектором.

Зона 2 – зона горения и коксообразования. В ней происходят

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность.

Взоне 3 происходит испарение воды, содержащейся в пласте в свободном и связанном состоянии. При испарении воды с температурой в зоне 150-200°С происходит процесс перегонки нефти в потоке горячих паров

воды и газов. Поток способствует испарению при этой температуре более тяжелых фракций нефти, чем при обычном кипении. Этими процессами определяется многофазность зоны испарения, где одновременно присутствуют пар, газы, вода и легкие углеводороды.

Вначале зоны 4 происходит конденсация паров воды и углеводородных газов, образованных в зоне 3. Конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности. Кроме того, из сконденсировавшихся паров воды может возникнуть оторочка горячей воды (вал горячей воды), которая вместе с газообразными продуктами вытесняет нефть из пласта. Впереди оторочки (вала) горячей воды, за счет конденсации газообразных углеводородов, образуется нефтяной вал (зоны 5,6), который вытесняет первичную нефть в направлении фильтрации жидкостей (рис.34).

При прямоточном горении ввиду малой теплоемкости закачиваемого окислителя, основная доля выделившегося тепла остается позади фронта горения и не участвует в процессе вытеснения нефти. Как видно из схемы распределения температуры в пласте в процессе горения (рис.34а), впереди фронта горения температура пласта довольно резко снижается, вплоть до пластовой температуры, так как переброшенное потоками газа тепло расходуется на нагревание породы и содержащейся в ней нефти. А позади фронта, наоборот, из-за рассеивания тепла в окружающие пласт породы

наблюдается плавное ее снижение. Поэтому размер прогретой области впереди фронта существенно меньше, чем позади фронта.

Итак, суммарный результат воздействия движущегося очага горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

уменьшающие вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей воды); происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличивается проницаемость

ипористость за счет растворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

Входе теоретических и промысловых исследований установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, с увеличением проницаемости пород – уменьшается. В зависимости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может составить 10-40 кг на 1 м3 пласта, или 6-25% первоначального

содержания нефти в пласте. Проницаемость пористой среды незначительно влияет на механизм горения, хотя требует повышенного давления нагнетания

иувеличивает сроки реализации процесса.

Опыт показывает, что при нагнетании в нефтесодержащий пласт окислителей, могут протекать процессы низкотемпературного окисления (при t= 100-200°С), которые отличаются от рассмотренных тем, что в связи с

пониженной температурой процесс этот может охватывать значительные зоны пласта в более короткие сроки. При длительных подачах окислителя в пласт в больших количествах наступает самопроизвольное воспламенение нефти.

При нагнетании воздуха в пласт для поддержания процесса горения, как правило, не весь кислород, содержащийся в воздухе, расходуется на горение. Бакинскими исследователями (P.M. Мехтибейли, З.А. Султановым)

установлено, что часть окислителя может теряться на взаимодействие с породой, что значительно увеличивает удельную потребность окислителя. Отношение количества кислорода, участвующего в реакции внутрипластового горения, к общему его количеству, введенному в пласт с нагнетаемым воздухом, называется коэффициентом использования

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

кислорода.

Коэффициент использования кислорода – важный показатель эффективности процесса ВГ. Его снижение при прочих равных условиях приводит к увеличению относительного расхода воздуха. По промысловым данным он колеблется в пределах 0,5-0,98.

К сказанному добавим, что поскольку при ВГ тепловая энергия образуется непосредственно в пласте, исключаются тепловые потери по стволу скважин, которые имеют место при закачке теплоносителей. Кроме этого, при внутрипластовом горении зона внутрипластового генерирования тепла перемещается по направлению к добывающим скважинам, поэтому снижаются тепловые потери в окружающие породы через кровлю и подошвы пласта.

Сухое внутрипластовое горение (СВГ). Это обычное внутрипластовое прямоточное горение, в котором в нагнетательные скважины после инициирования горения для его поддержания закачивается только воздух. Расход воздуха на 1 т добываемой нефти, по данным практики, колеблется от

400 до 3000 м3.

Влажное внутрипластовое горение (ВВГ). Это разновидность внутрипластового горения, позволяющего интенсифицировать разработку месторождений с высоковязкими нефтями, увеличивая конечную нефтеотдачу. При этом в нагнетательные скважины после создания устойчивого очага горения вместе с воздухом или попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду. При этом вода, контактируя с нагретой породой, испаряется. Пар. увлекаемый потоком воздуха (газа), переносит тепло в область, находящуюся впереди фронта горения. Вследствие высокой теплоемкости воды, скорость конвективного переноса теплоты водовоздушной смесью возрастает, потери теплоты позади фронта горения сокращаются, количество необходимого воздуха на осуществление процесса снижается в 2-3 раза по сравнению с сухим процессом горения.

Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

составляет примерно 1-5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т.е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1:5)∙10-3 м3/м3 [3]. По данным ВНИИ, водовоздушное отношение должно находиться в пределах 0,004-0,002 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются геолого-

физическими и технологическими условиями осуществления процесса. Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ). Процесс является

разновидностью внутрипластового горения, осуществляемого при увеличении водовоздушного соотношения в закачиваемой смеси воды и воздуха или в сочетании с заводнением. При этом тепловая энергия, выделяемая при горении остаточного топлива в пласте, становится недостаточной для испарения всей массы закачиваемой воды. В этом случае исчезает зона перегретого пара, и температура в зоне реакции существенно снижается. Процесс высокотемпературного окисления (горения) переходит в процесс низкотемпературного окисления остаточного топлива.

По данным ВНИИ, при сверхвлажном горении водовоздушное отношение (ВВО) достигает 0,002-0,01 м3/м3. При максимальном значении

ВВО коэффициент использования кислорода резко снижается, диффузионный режим может перейти в кинетический, и тепловыделение может быть недостаточным для поддержания горения. Различают два основных типа реакций окисления: высокотемпературное горение и жидкофазное окисление.

При сверхвлажном горении утилизация кислорода улучшается, а коэффициент использования топлива при достаточно высоком ВВО становится меньше единицы, что связано с увеличением роли конвективного потока воды в процессе. Процесс СВВГ протекает при температуре 200-

250°С в отличие от влажного и сухого горения, когда температура достигает 400-600°С и соответствует температура насыщенного водяного пара. А

скорость перемещения зоны генерации тепла при сверхвлажном горении пропорциональна водовоздушному фактору и определяется темпом нагнетания воды, а не воздуха. При сверхвлажном горении эта скорость

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

возрастает в несколько раз. С увеличением ВВО снижаются расходы сгорающего топлива и воздуха.

Таким образом, процессу СВВГ характерно следующее: во всей области теплового воздействия в фильтрующемся потоке жидкости присутствует вода; экзотермические реакции, необходимые для поддержания процесса, протекают в прогретой зоне; окислительные реакции происходят в низкотемпературном режиме; полное вытеснение нефти после теплового фронта не достигается.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.

Несомненно, что из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические, позволяющие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30 - 50%. В

частности, метод паратеплового воздействия наиболее распространен как на промыслах стран СНГ, так и за рубежом.

Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических методов, это наличие:

-ресурсов высоковязкой нефти;

-высокоэффективных технологий воздействия на залежи нефти;

-теплоэнергетического оборудования;

-термостойкого внутрискважинного и устьевого оборудования;

-возможности эффективного контроля за процессами их регулирования.

Широкое развитие термических методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности

эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеодачи до 50-60%.

Нефтенасыщенные пласты - коллекторы среднеюрской залежи с глубиной залегания до 370 м и мощностью 50 - 60 м представлены песками и глинами с редкими прослоями алевролитов. Размер частиц от 0,01 до 0,25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

мм; состав: кварц (80 - 90%), полевые шпаты (5 - 10%), смолы (2 - 5%); средняя пористость 32%; проницаемость 0,15 - 0,47 мкм; средняя остаточная

нефтенасыщенность 0,28 доли единиц.

Коэффициент теплопроводности составляет 0,881 Вт/м·К, что является благоприятной предпосылкой успешного теплового воздействия. Нефть высокоплотная - 0,897 г/см3 в пластовых условиях и 0,916 г/см3 разгазированная; вязкая - 137 - 532 МПас; с незначительным газосодержанием - 4,6 м3/т; объемным коэффициентом - 1,02; давлением насыщения нефти газом - 1,14 МПа; низким содержанием смол (8 - 9,8%), асфальтенов (0,3 - 0,4%), парафина (0,4 - 0,7%), температурой застывания (от

36 до 52°С); температурой начала перегонки (250°С) и высоким содержанием серы (0,56 - 0,68%). Вязкость и плотность нефти увеличиваются к контуру

залежи, тогда как при температуре выше 80°С вязкость нефти ниже 10 МПа, что является благоприятным фактором.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра.1988. под ред. Гиматудинова Ш.К.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. –М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина,

2003.– 816с.

3. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию

разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. М: Недра, 1983г.

4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для вузов. – М.: ОАО Издательство «Недра». 1986г.

5. Айткулов А.У. Основы подземной гидромеханики и разработки

нефтяных месторождений. Под. Редакцией Т.К. Ахмеджанова, Алматы, 2003. 6. Баренблатт Г.И.. Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и

газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. 298 с

7.Андреев В.В., Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. М: ООО

«Недра Бизнесцентр», 2000 г.

8.Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения

9.Технология и техника методов повышения нефтеотдачи.- г.Томск,

Томский политехнический университет, 2003г.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Министерство науки и образования РТ Лениногорский нефтяной техникум

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

На тему: «Поддержание пластового давления на примере Западно- Лениногорской площади Ромашкинского месторождения»

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 1. Исходные данные

1.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта

1.2 Коллекторские свойства пласта

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

1.4 Природный режим залежи

1.5 Запасы нефти

2. Анализ текущего состояния разработки

2.1 Характеристика технологических показателей разработки

2.2 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

2.3 Анализ выработки пластов

2.4 Мероприятия за контролем процесса разработки

3. Технологическая часть

3.1 Анализ текущего состояния системы ППД

3.1.1 Существующая система заводнения на Западно-Лениногорской

площади 3.1.2 Источники водоснабжения системы ППД

3.1.3 Современные требования, предъявляемые к воде, закачиваемой в

пласты для ППД 3.1.4 Защита водоводов от коррозии

3.1.5 Исследования нагнетательных скважин 3.2 Анализ существующей системы ППД на Западно-Лениногорской

площади 3.2.1 Анализ внедрения индивидуальных насосов малой производительности

на Западно-Лениногорской площади 3.2.2 Анализ внедрения индивидуальных насосов для закачки воды в

нагнетательную скважину

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.2.3 Регулирование напорных характеристик насосов (штуцирование,

“расшивка” водоводов по разнонапорным насосам и скважинам). 3.2.4 Реализация каскадной технологии подготовки воды 3.2.5 Перспективы развития насосов малой производительности и

индивидуальных насосов в НГДУ «Лениногоскнефть» 3.2.6 Выводы и предложения 4. Расчетная часть

4.1 Расчет приемистости нагнетательных скважин на участке высокого давления Западно-Лениногорской площади 4.2 Расчет потерь давления в трубопроводе и в скважине 5. Охрана труда и противопожарная защита

5.1 Техника безопасности и охрана труда при ППД

6. Охрана недр и окружающей среды 6.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды при ППД

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ВВЕДЕНИЕ

Основные месторождения Республики Татарстан вступили в позднюю стадию разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции, закономерным снижением уровней добычи нефти. На данном этапе ставится задача стабилизации уровня добычи нефти на достигнутом уровне в течение длительного времени (20-25 лет). Данная задача требует

подключения в разработку всех ресурсов республики, в том числе месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, Западно-Лениногорская

площадь Ромашкинского месторождения является одним из подобных месторождений. Эксплуатация данной площади традиционными методами не рентабельна. В данной работе сделана попытка показать, как месторождение может оказаться рентабельным, если подобрать существующие новые технологии разработки и новые методы повышения коэффициента нефтеизвлечения.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Характеристика геологического строения основного эксплуатационного объекта

Западно-Лениногорская площадь расположена в южной части

Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработки Западно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г. Западно-

Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для Западно-

Лениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в

1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа,

увеличение резервных скважин до 100.

Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской

площадями.

В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь

представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров.

Большую часть площади занимают лесные массивы.

Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров –

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

I - контур залежи горизонта Д1; II - линии разрезания; III, V - границы площадей; IV -очаги заводнения на площадях.

Площади: 1 - Миннибаевская, 2 - Абдрахмановская, 3 - Павловская, 4 - Зеленогорская, 5 - Южно-Ромашкинская, 6 - Зай-Каратайская, 7 - Альметьевская, 8 - Северо-Альметьевская, 9 - Алькеевская, 10 - Восточно- Сулеевская, 11 - Северо-Азнакаевская, 12 - Центрально-Азнакаевская, 13 - Южно-Азнакаевская, 14 - Чишминская, 15 - Березовская, 16 - Ташлиярская, 17 - Западно-Лениногорская, 18 - Куакбашская, 19 - Холмовская, 20 - Кармалинская, 21 - Южная, 22 - Восточно-Лениногорская, 23 - Сармановская, 24 - Уральская.

Существующее представление о линзовидном строении верхней пачки пластов и площадном - нижней не изменилось в процессе продолжающегося

разбуривания площади.

Выделенные блоки не равнозначны по представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результаты сопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждого блока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходит увеличение доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт « а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащих пластах пачки " б ".

Аналогичная закономерность прослеживается по высокопродуктивным неглинистым коллекторам, но с различной представительностью в строении пластов.

Естественно, что разная степень представительности групп пород в строении пластов является одним из главных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, что это также является одной из важнейших причин особенностей выработки запасов по блокам.

В силу многопластового строения горизонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

стратиграфических уровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированы в 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типов

рассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко и малопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы в подтипы с их долей участия в строении объекта.

В процессе изучения особенностей геологического строения горизонта Д1 была оценена величина литологической связанности между пластами. Из

приведенных данных и в сравнении с другими соседними площадями можно однозначно сказать, что пласты залегают достаточно обособленно друг от друга. Как и по другим площадям, сравнительно высокая связь отмечается между пластами " б1 " и " б2 " - 41%; " г1 " и " г2 " – 34% и несколько меньшая

связь между остальными пластами. С одной стороны, как известно, наличие зон слияния способствует возникновению естественных очагов заводнения, что способствует интенсификации выработки запасов нефти. С другой стороны достаточная обособленность способствует эффективному использованию дифференциального подключения пластов к разработке. В этой связи данная площадь выгодно отличается от соседней Южно-

Ромашкинской площади.

1.2 Коллекторские свойства пластов

Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка

изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм2 , а первого и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

третьего 0,387 и 0,379 мкм2 соответственно. Это, видимо объясняется

различным объемом выработки по представительности групп пород. Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств

коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.

Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту " б1 " до 3,8м. по пласту " б3 ". При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43 – 0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту

отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта " г1 " составляет 0,666 мкм2, а пласта " б3 " – 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм2.

Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным

свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.

Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт " г2 " отличается наибольшей представительностью

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.

Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту " в ".

Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.

Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия.

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных

нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть".

Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30;

газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по

существующим ГОСТам.

Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены на следующей странице.

Свойства пластовой нефти Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3 Газосодержание, % 52,2-66,2 Суммарный газовый фактор, 50,0 Плотность, кг/м3 768,0-818,0 Вязкость, мПа с 2,4-10,4

Объемный коэффициент при

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Дифференциальном разгазировании 1,128-1,196 Плотность дегазированной нефти, кг/м 3 795,0-879,0

Компонентный состав газа Азот + редкие В т.ч. гелий, % 10,36 Метан, % 39,64

Этан, % 22,28

Пропан, % 18,93 Изобутан, % 1,74 Н. Бутан, % 4,36 Изопентан, % 0,67 Н. Пентан, % 0,65 Гексан, % 0,46

Сероводород, % 0,02 Углекислый газ, % 0,89 Плотность газа, кг\м3 1,2398

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор – кальциевого типа с общей минерализацией 252 – 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см3 , вязкость 1,9 мПа с. В

естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 – 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных

залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.

1.4 Природный режим залежи

Энергетическое состояние залежи – главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Поэтому для

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

характеристики преобладающей в процессе разработки формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи.

Эксплуатация Западно-Лениногорской площади производится в

водонапорном и упруговодонапорном режиме.

В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых вод и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами. Место выхода пласта на поверхность или пополнение его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотен километров от нефтенасыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, при хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной частью это создаст наиболее благоприятные условия для разработки залежи. Отбор нефти в начальный период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления в нефтеносной части пласта.

Возникшая разница давлений на контуре питания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обуславливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин.

Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления, тем большие массы жидкости вовлекаются в упругое перемещение по направлению к скважинам. Зона депрессии, образовавшаяся вначале

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

непосредственной близости к забоям скважин, постоянно распространяется на всю залежь и ее пределы, вызывая упругое расширение все новых масс

жидкости – сначала нефти, потом воды, вытесняющей и замещающей нефть.

Основным признаком упруговодонапорного режима является значительное падение пластового давления в начальный период эксплуатации. В дальнейшем, при постоянном отборе жидкости темп падения замедляется. Это объясняется тем, что зона понижения давления со временем охватывает все большие площади пласта, и для обеспечения одного и того же притока жидкости, достаточно падения давления на меньшую величину, чем в начальный период.

1.5 Запасы нефти

По состоянию на 1.01.02г. из продуктивных пластов горизонта Д1 Западно-Лениногорской площади отобрано 73,599 млн. т. нефти или 89,7%

начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. т. воды. Средняя

обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор – 1,76.

В 2002г. с площади отобрано 420 тыс. т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с

нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо- нефтяной фактор – 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 Мпа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Характеристика технологических показателей разработки

По состоянию на 1.01.02г. из продуктивных пластов горизонта Д1 Западно-Лениногорской площади отобрано 73,599 млн. т. нефти или 89,7%

начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. т. воды. Средняя

обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор – 1,76.

В 2002г. с площади отобрано 420 тыс. т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с

нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо- нефтяной фактор – 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 Мпа. В продуктивные пласты закачано сначала разработки 209298 млн. м3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 109,1 %. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.02г. равен 155, из которых 21 остановлена

по технологическим причинам. Максимальная добыча нефти 3,893 млн. т. была достигнута в 1971г. Добыча в 3-3,9 млн. т. удерживалась в течение 10

лет. Начиная 1972г. наблюдается неуклонное снижение добычи нефти и рост обводненности до 1986г. С 1987г. обводненность снижается. В 1997г. добыча нефти в 8,5 раз меньше по-сравнению с достигнутым максимумом. В

настоящее время темп снижения добычи нефти уменьшился, и площадь вступила в 4-ю стадию разработки. Максимальный уровень добычи жидкости порядка 8,0 млн. т. удерживался в течение 10 лет, в последние годы быстро

снижается.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.2 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

Второй блок расположен в центральной части площади. На дату анализа накопленная добыча нефти по работе скважин составила 24,234 млн. т. или 96,2 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,469. Попутно с нефтью отобрано 46,475млн.т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции составила 82,9 %. водонефтяной фактор - 1,90. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1971 - 1972 гг. в размере 1,4 млн. т. при темпе отбора 6,5 % начальных извлекаемых запасов. В 1991г. отобрано 117 тыс. т. (темп 0,5 % НИЗ). Среднегодовая обводненность продукции составила 82,8 %, компенсация отбора жидкости закачкой: текущая – 106,9 %, с начала разработки – 105,8%. По состоянию на 1.01.2003г. пробурено 919 скважин, из них 659 – эксплуатационных 217-нагнетательных, 12-специальных и 31-дублеров .

Вотчетном году принято из бурения 4 скважины, в т.ч. 3 скважины пробурены по категории нагнетательных , 1- по категории нефтяных.

На нефть введены 3 скважины (39484, 39485-нагнет., 39486 – экспл.)

Скважина 39487 освоена под нагнетание.

На площади постоянно идет обновление фонда за счет бурения скважин с целью повышения нефтеизвлечения. Скважины, выполнившие свое назначение, или технически неисправные уходят в пьезометрические, в консервацию и в ликвидацию.

Всанитарно – защитных зонах часть скважин остановлены, а для их замены пробурены новые скважины за пределами СЗЗ. Нерентабельные высокообводненные скважины переводятся в категорию " временная консервация " с периодическим пуском в работу.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица №1. Характеристика пробуренного фонда скважин

Действующий фонд составляет 311 скважин, состоит из механических скважин, которые составляют 99,2 % от всего фонда. Под закачкой находятся 145 скважин, из них 57 переведены под закачку добывающих. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 3,4 т/сут. По жидкости 23,8

т/сут. По сравнению с 1982г. дебит нефти снизился на 11 т/сут. Забойное давление добывающих скважин равно 9,8 МПа. За период с 1982 по 2003 гг.

оно снизилось на 0,7 МПа. Пластовое давление за этот период осталось на одном уровне и равно 16,7 МПа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.3 Анализ выработки пластов

С момента начала разработки блока отобрано 1959 млн. т. нефти. Это 43,0% начальных геологических и 89,9% извлекаемых запасов. Основная

добыча нефти осуществляется в результате дренирования запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, отбор из глинистых составляет 21%, из малопродуктивных – 4%.

Состояние выработки запасов нефтяных пластов на данном блоке в большинстве случаев лучше, чем на остальных, это практически касается всех пластов по всем категориям коллекторов. Здесь следует отметить высокую степень отработки запасов нефти первой группы неглинистых коллекторов по пластам пачки " б " и пласту " в ". Так, например, по пласту " б1" осталось отобрать 0,3% извлекаемых запасов, по пласту " в " – 1,6%.

По пластам " а ", " б2 ", " б3 " в активную разработку вовлечены запасы

нефти, связанные с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, о чем свидетельствует относительная величина остаточных извлекаемых запасов. По остальным пластам тенденция явного отставания.

Пласт “а” содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала

разработки по пласту отобрано 71,9% от НИЗ нефти. Введены на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 6028в, 39477, 39487.В активную разработку за отчетный год вовлечено 22

тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б1” содержит 10,1 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 70,7% от НИЗ нефти по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 39477,

39487. В активную разработку вовлечено 4 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б2” содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на

нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б.В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б3” содержит 24,1% НИЗ нефти по площади. С начала

разработки отобрано 97,1% от НИЗ по пласту. Введена на нефть скважина 39485. В отчетном году под закачку освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6019б.

В активную разработку в течении года введено 24 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “в” содержит 20,6% НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 89,8% от запасов по пласту. Под нагнетание воды освоена

скважина 6076а. Произвели отключение пласта в добывающей скважине

6149а.

Пласт «г1» содержит 14,9% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 95,9% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Введена на нефть скважина 39485.Отключение пласта из-за обводнения

произведено в скважинах 6149а, 6144б, 6156а.

Пласт «г2+3» содержит 4,0% от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,8% от запасов по пласту. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6144б. В целом по блоку из 3078 тыс. т. текущих извлекаемых запасов около 50% связана с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, более 30% с малопродуктивными.

Таким образом, структура запасов сместилась в сторону их существенного ухудшения и, естественно, все технологические решения, в основном должны будут акцентированы на выработку этих запасов.

Остаточные запасы нефти высокопродуктивных неглинистых коллекторов, главным образом, связаны с зонами частичного заводнения и могут быть извлечены известными гидродинамическими методами воздействия на пласт.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.4 Мероприятия за контролем процесса разработки

Западно - Лениногорская площадь находится в четвертой стадии разработки. Рост добычи наблюдался до 1967г. В период с 1968 по 1974гг. отбор находился на уровне 3,5 – 3,9 млн. т. в год. Обводненность за этот период поднялась с 18 до 44,1 %. Темп отбора извлекаемых запасов снизился с 5,5 до 4,9 %. Падение отбора связано, в основном, с ростом обводненности. С начала разработки отобрано 80,2 % нефти. Текущая нефтеотдача равна 0,404. Средневзвешенное пластовое давление в целом по пласту равно 16,7 МПа. Добыча жидкости по пласту увеличилась со 196 тыс. т. в 1955г. до 7350 тыс. т. в 2002.С начала разработки закачано 46849 тыс. м3.

На площади выделено 3 блока. Выделение самостоятельных блоков

разработки вызвано различием геологического строения пород пластов, а также необходимостью более детального их изучения с целью выявления особенностей разработки каждого блока.

Различная степень выработки и интенсивности разработки объясняется различным геологическим строением пластов, разной коллекторской характеристикой, различной долей запасов.

Анализ разработки показал, что отбор жидкости на скважинах Западно

– Лениногорской площади до 1985г. повышался. Очевидно, увеличение отбора жидкости из – за роста добычи попутной воды в условиях разработки неоднородных пластов с применением заводнения одной сеткой скважин явление закономерное. При прогрессирующем обводнении пластов и скважин без увеличения объемов добычи жидкости невозможно удержать высокие текущие отборы нефти по объекту. Эксплуатация скважин до 98 – 99 % обводнения требует отбора значительных объемов воды, что характерно

для поздней стадии разработки.

В начале 80-х гг. перед добывающей организацией Министерством

нефтяной промышленности ставился жесткий повышенный план добычи не только нефти, но и жидкости. Часто в ущерб эффективности отбиралась

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

попутная вода, не участвующая в вытеснении нефти и соответственно в больших объемах закачивалась в пласт, не уделялось также достаточного внимания регулированию отборов нефти и воды из добывающих скважин, закачке воды в пласты.

Результаты разработки ряда площадей Ромашкинского нефтяного месторождения за последние 5 – 6 лет показали, что высокие уровни добычи

нефти можно достичь на данном этапе без чрезмерного отбора попутной воды из продуктивных пластов, применяя технологию оптимальной выработки нефтяного пласта. Принципы применяемой технологии оптимальной выработки нефтяного пласта сформулированы Н.Н. Непримеровым. Оптимизируя расстояние и плотность сетки скважин на основе прослушивания межскважинного интервала и разукрупления объектов разработки создается возможность регулирования выработки каждого пласта по площади. Поддерживая пластовое давление на уровне начального (оптимального) и не превышая практического значения депрессии при отборе жидкости и репрессии при нагнетании воды, обеспечивается равномерная отработка пластов по толщине с минимальным обводнением.

На Западно – Лениногорской площади эффективно применяются традиционные способы снижения отбора попутной воды, такие как:

Остановка обводненных скважин, достигших минимально рентабельного дебита нефти и высокой обводненности продукции.

Отключение из разработки обводненных пластов в скважинах. Проведение работ по изоляции законтурных вод.

Применение нестационарного заводнения и изменение направления потоков жидкости в пласте.

Кроме того, переход к применяемому сегодня режиму разработки сопровождается выполнением ряда ГТМ:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Увеличение количества ежегодно осваиваемых под закачку воды скважин за счет чего достигнуто уменьшение соотношения действующих добывающих и нагнетательных скважин с 4,0 до 3,0.

Разукрупнение эксплуатационных объектов за счет вскрытия в новых скважинах лишь 1 –2 пластов и оптимизации плотности сетки.

Широкое внедрение нестационарного заводнения с консервацией КНС

взимнее время и создание более гибкой системы ППД.

Врезультате всех этих мероприятий были сокращены добыча попутной воды и соответственно закачка воды в пласт почти вдвое, что привело к сокращению энергетических затрат на добычу жидкости и закачку воды в пласты.

Проведенные расчеты показали, что за счет сокращения добычи попутной воды эксплуатационные затраты по площади уменьшились на 2,5

млн. в год. Из вышесказанного можно сделать вывод, что при тщательном регулировании разработки объекта можно избежать большого отбора воды, которая не участвует в вытеснении нефти из пласта.

Всвязи с достижением поздней стадии разработки большинства месторождений Татарстана в последние годы все большее применение находит форсированный отбор жидкости из высокообводненных скважин. Этот метод является одним из способов уменьшения темпов падения добычи нефти и увеличение выработки запасов нефти из пластов с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения.

С целью определения эффективности форсированного отбора жидкости на Западно – Лениногорской площади был проведен анализ

форсирования 32 скважин, в которых проводилась поэтапная смена

насосов на более производительные, т. е. Происходило последовательное наращивание темпов отбора жидкости. Определенного участка форсированного отбора жидкости по площади нет. Для этих целей использовались высокообводненные скважины. Из рассмотрения были

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

исключены скважины, которые в условиях форсированного отбора работали меньше года.

Анализ проводился по двум направлениям.

Первое направление: с точки зрения текущего увеличения отбора нефти было проведено сопоставление показателей работы каждой скважины за одинаковый период работы (год) до и после перевода на более производительный насос.

В21 скважине наблюдалось увеличение добычи нефти, в 11 скважинах

–уменьшение. Суммарный прирост добычи нефти составил 12,7 тыс. т. Снижение обводненности произошло в 7 скважинах. Обводненность дополнительно добытой нефти – 97,7%.

Второе направление анализа – определение влияния форсированного отбора жидкости на эффективность процесса вытеснения нефти, для чего были построены характеристики вытеснения по 17 скважинам в координатах:

накопленная добыча нефти – логарифм накопленной воды. Как известно, добыча нефти сопровождается естественным падением уровня по мере истощения запасов. Характеристики вытеснения позволяют учесть это падение при определении технологического эффекта. В 53% форсируемых

скважинах наблюдается увеличение углового коэффициента прямой к оси абсцисс после начала форсирования. Это свидетельствует об улучшении использования запасов нефти или увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения из-за изменения направления фильтрационных потоков,

подключения в работу ранее не работавших пропластков. В остальных случаях угловой коэффициент прямой уменьшился, что говорит об ухудшении показателя эффективности вытеснения.

Была проанализирована работа форсированных и окружающих их добывающих скважин, чтобы выяснить, как повлияло форсирование на дебиты соседних скважин. Было проверено соответствие перфорации между форсированной и окружающими скважинами.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

За одинаковый период работы до и при форсировании конкретной скважины определялись и сопоставлялись суммарная добыча жидкости отдельно по форсированной скважине и по соседним скважинам. Только в 10

скважинах прирост добычи нефти в форсированных скважинах происходит за счет собственных возможностей этих скважин, в 19 скважинах за счет

уменьшения добычи нефти и жидкости окружающих скважин. Проведенный анализ позволяет сделать следующий вывод:

При форсировании отдельных скважин за счет интенсификации происходит уменьшение отбора жидкости по окружающим скважинам, поэтому необходимо применять форсированный отбор на определенных участках, выбранных с учетом направления основных потоков движения нагнетаемой воды.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Анализ текущего состояния системы ППД

3.1.1 Существующая система заводнения на Западно-Лениногорской площади

На протяжении многих десятилетий развития нефтяной промышленности разработка месторождений осуществлялась путем бурения только добывающих скважин и извлечения нефти из них за счет использования ресурсов всех естественных видов пластовой энергии. По истощении пластовой энергии и снижении забойных давлений в добывающих скважинах иногда до нуля месторождения забрасывались при извлечении не более 25 – 30 % от первоначальных запасов нефти в пласте.

Хотя вода – спутник нефти с момента ее образования, появление воды в добывающих скважинах рассматривалось как аварийное состояние и скважины останавливались. И только в конце 20-х – начале 30-х годов было

замечено, что из скважин, в которых появлялась вода, извлекалось нефти больше и добыча была стабильней, чем в безводных скважинах. В 1932 г. комиссия под руководством акад. И. М. Губкина установила возможность и эффективность вытеснения нефти из пластов контурными пластовыми водами. Естественный водонапорный режим разработки нефтяных залежей был признан наиболее эффективным.

С 30-х годов начала развиваться теория нефтяного пласта,

водонапорного режима разработки и интерференции скважин. Однако идея восполнения пластовой энергии, расходуемой на вытеснение нефти и нагнетанием воды в пласты через скважины с поверхности, у нас в стране впервые была выдвинута и осуществлена лишь в послевоенные годы под руководством акад. А. П. Крылова.

Искусственное заводнение получило широкое распространение. На месторождениях, разрабатываемых с заводнением залежей, в настоящее

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

время добывается около 90 % от общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается более 2 млрд. м3 в год. Популярность искусственного

заводнения нефтяных залежей обусловлена его следующими преимуществами:

-доступностью и бесплатностью воды;

-относительной простотой нагнетания воды;

-относительно высокой эффективностью вытеснения нефти водой. Первоначально применение заводнения связывалось в основном с

закачкой воды в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной части месторождения (законтурное заводнение). Принципы законтурного заводнения - многоэтапность разработки, перенос нагнетания, отключение

малообводненных скважин и другие – не получили распространения. Развитием законтурного заводнения явилось создание системы

внутриконтурного заводнения. В этом случае месторождение рядами нагнетательных скважин “разрезается” на отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована

в1955 г. на Ромашкинском месторождении.

Вначале 60-х годов институтом «Гипровостокнефть» были обоснованы

блоковые системы внутриконтурного заводнения. При этих системах требуется разрезать нефтяное месторождение на блоки оптимальных размеров, которые исключают консервацию запасов нефти во внутренних зонах.

Вслучае приконтурного заводнения нагнетательные скважины располагаются внутри залежей в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Применяется для разработки небольших залежей (шириной не более 4-5 км) с известным положением контуров нефтеносности

при относительно выдержанных пластах, высокой проницаемости и малой вязкости нефти.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При осевом разрезании скважины нагнетательного ряда размещаются вдоль длинной оси структуры. Осевое разрезание применяется при ширине залежей более 4-5 км и обычно сочетается с законтурным заводнением.

Площадное заводнение особенно эффективно применять при разработке малопроницаемых и сильно прерывистых пластов.

Очагово-избирательная система заводнения предназначена для

разработки месторождений с высокой неоднородностью и прерывистостью продуктивных пластов. По этой системе работают нефтяные залежи нижнего карбона на Ромашкинском месторождении.

В сильно неоднородных пластах нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям и зонам, оставляя не вытесненной нефть в малопроницаемых слоях, участках зонах и др. Это приводит к тому, что участки нефтяных залежей за фронтом заводнения представляют собой бессистемное чередование заводненных высокопрони-

цаемых и нефтенасыщенных менее проницаемых слоев и зон.

Такая ситуация наблюдается на Западно-Лениногорской площади с

внедрением в разработку верхних пластов девона.

Одним из эффективных способов дополнительного охвата заводнением не вовлеченных зон и участков могут служить циклическое, нестационарное заводнение послойно неоднородных продуктивных пластов и, как сопутствующий ему, способ изменения направления, кинематики потоков жидкости в систему скважин по простиранию неоднородных пластов.

Циклическое воздействие на пласты способствует преодолению характера проявления капиллярных сил, выравниванию насыщенностей, т. е. повышению охвата заводнением неоднородных пластов.

На Западно-Лениногорской площади сложилась комбинированная

система разработки, сочетающая линейное разрезание площади на 3 блока с очаговым заводнением. Пластовое давление поддерживается 7 КНС с общим нагнетательным фондом скважин 135. Давление нагнетания варьируется от 150 до 195 кг/см3. КНС обеспечивается как сточными нефтенасыщенными

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

водами, так и пресной водой. Общий объем закачки составляет примерно 7500 м3/сут. Из них 5000 м3/сут сточные воды.

Для поддержания давления нагнетания применяются различного типа насосные агрегаты: от серийных ЦНС-180 до малопроизводительных насосов ГНУ «РЭДА» и ЦНС-45-1800. Разработка ведется в основном верхних

пластов горизонта Д1.

В последнее время для успешной разработки слабопроницаемых пластов внедряют индивидуальные погружные насосные установки (УЭЦНВ). Они внедряются для увеличения давления нагнетания и вовлечения в разработку

слабопроницаемых пластов.

Система разработки Западно-Лениногорской площади предусматривает

закачку химических реагентов для повышения нефтеотдачи пластов.

3.1.2 Источники водоснабжения системы ППД

Для заводнения нефтяных пластов преимущественно используют воды поверхности источников, легко доступные и не требующие сложных методов их подготовки для закачки в нефтяные залежи. Так, источниками водоснабжения для заводнения пластов нефтяных месторождений служат реки и другие естественные или искусственные пресноводные водоемы. Наряду с речной и морской водой для заводнения пластов используют подземную воду из неглубоко залегающих водоносных горизонтов. Серьезное внимание как возможным источникам водоснабжения при заводнении нефтяных месторождений уделяется также сточным водам нефтедобывающих предприятий.

Применение сточных вод нефтедобывающих предприятий в системе заводнения позволит сократить расход дефицитной пресной воды для закачки в пласты и предотвратить загрязнение водоемов. Кроме того, сточные воды нефтедобывающих предприятий имеют повышенную температуру и низкое поверхностное натяжение и благодаря этому обладают

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

большей по сравнению с речной водой нефтевымывающей способностью. По данным И.Г. Мархасина и И.Ф. Глумова, сточные воды вытесняют из пористой среды примерно на 5% нефти больше, чем речная вода.

Из сказанного выше следует, что при заводнении продуктивных пластов прежде всего должны использоваться сточные воды нефтедобывающих предприятий. В отдельных случаях можно использовать и бытовые сточные воды.

Большой практический интерес с точки зрения изыскания источников заводнения пластов представляют сточные воды нефтегазоперерабатывающих заводов, находящихся вблизи нефтяных месторождений.

3.1.3 Современные требования, предъявляемые к воде, закачиваемой в пласты для ППД

Требования, предъявляемые к качеству пресной воды. Для успешного

осуществления процесса заводнения к качеству воды предъявляются определенные требования. Механические примеси и микроорганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, кольматируют поверхность фильтрации и заиливают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Например, закачка сульфатной воды в пласты, содержащие хлоркальциевые соли, приводит к образованию нерастворимого осадка гипса:

SO42- + Ca2+ + 2H2O = ↓ CaSO4 · 2H2O

В тех случаях, когда для заводнения пластов, насыщенных сероводородной жидкостью, применяется вода, содержащая железо и кислород, в пористой среде может происходить образование твердых осадков гидрата закиси FeS и элементарной серы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Согласно существовавшим правилам и инструкциям вода, предназначаемая для закачки в пласты, должна была содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа. Опыт, накопленный по заводнению нефтяных месторождений, как у нас, так и за рубежом, показывает, что такой глубокой степени очистки воды не требуется. Более того, более важным фактором являются размеры частиц, а их количество, выражаемое в мг/л – вторично. Качество воды для заводнения следует нормировать для каждого конкретного месторождения с учетом коллекторских свойств пластов, применяемого метода заводнения – внутриконтурного или законтурного и целого ряда других факторов.

Кроме механических примесей в закупорке пор продуктивных пластов активное участие принимают различные микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой воде. Наиболее опасными из них являются сульфатвосстанавливающие бактерии, развитие и деятельность которых отмечается на месторождениях многих регионов. Установлено, что активная деятельность сульфатвосстанавливающих бактерий отмечается уже через один год после начала закачки воды в пласты. При этом бактерии способны почти полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде с образованием сероводорода до 100 мг/л.

Пресная вода, закачиваемая в залежь, иногда является главной причиной ухудшения коллекторских свойств пластов в связи с разбуханием глинистых материалов, входящих в состав пород. При значительном количестве глин в пласте целесообразно использовать для заводнения не

пресные, а минерализованные воды, которые практически не вызывают разбухания глин, а, следовательно, не уменьшают по этой причине приемистости нагнетательных скважин.

Уменьшение приемистости нагнетательных скважин вызывается также кольматацией пор пласта продуктами коррозии труб, по которым закачивается вода в пласт. При подготовке и закачке воды в пласт происходит химическая и электрохимическая коррозия металла труб.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Продукты коррозии труб, попадая в призабойную зону скважины и оседая в ее фильтровой части, за короткий промежуток времени могут снизить приемистость этой скважины до нуля.

Следует иметь в виду, что снижение приемистости нагнетательных скважин может иметь место даже при закачке в пласты очень чистой воды. Это связано с естественной деградацией пласта и кольматацией поровых каналов подвижными частицами, изначально содержавшихся в самом пласте. Нельзя выпускать из виду, что в подавляющем большинстве случаев пласт не работает как чисто фильтрующая система, так как в противном случае он был бы кольматирован в считанные часы. Движение жидкости осуществляется, прежде всего, по трещинам и каналам высокой проницаемости.

Наиболее достоверные данные о качестве воды для заводнения и об оптимальном значении давления нагнетания можно получить лишь в результате пробных закачек воды в пласты с использованием глубинных расходомеров, которые фиксируют поглощающую способность отдельных пропластков, слагающих продуктивный горизонт. При пробной закачке можно выяснить не только допустимое содержание механических примесей в воде, но и оптимальный размер взвешенных частиц, которые могут проходить по порам и проводящим каналам пласта, не снижая приемистости скважин в чрезмерных пределах.

Следует иметь в виду, что качество пресных вод в различные сезоны года может изменяться в очень широких пределах. Так, наивысшая концентрация взвесей в пресных поверхностных водах достигается весной во время таяния снегов. Взвеси состоят в основном из глины и ила с размером частиц до 60 мкм, плотностью 2,65 г/см3. Летом появляется планктон

плотностью, близкой к единице, и размером в несколько сот микрон. Это очень важно знать и учитывать в практических действиях.

В целом, в наиболее общем виде к пресной воде предъявляются следующие требования:

- содержание кислорода в воде должно быть исключено;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-в воде не должны содержаться планктон и водоросли;

-концентрация сульфатвосстанавливающих бактерий не должна превышать одной единицы на миллилитр воды;

-содержание основных аэробных бактерий не должно превышать 10 млн/мл;

-для подавления деятельности бактерий должны быть применены соответствующие бактерициды;

-допустимая концентрация и размеры взвесей (ТВЧ, нефть и т.д.) в закачиваемой воде определяются по методике НТЦ «ЭКОТЕХ» с учетом коллекторских свойств и результатами ТЭО;

-температура закачиваемой воды не должна отрицательно влиять на нефтеотдачу и выпадение парафина;

-закачиваемая вода должна быть совместима с пластовой и не формировать осадков.

Требования, предъявляемые к качеству пластовой воды Воды, добываемые вместе с нефтью на поверхность, называются

пластовыми. Как известно, по мере разработки нефтяных месторождений количество добываемых вместе с нефтью пластовых вод увеличивается и на конечной стадии разработки может достигать 95-98 %.

По составу, плотности и физико-химическим свойствам пластовые

воды различных месторождений неодинаковы. Для сравнения химического состава и оценки их качества пластовые воды классифицируют по Ч. Пальмеру или В.А. Сулину.

Все пластовые воды по Ч. Пальмеру в зависимости от соотношений содержащихся в них ионов Na+, K+ и Cl-, SO42, NO3- разделяются на пять классов, основными из которых являются 1 класс – щелочные и III класс –

жесткие (хлоркальциевые) воды.

Все пластовые воды по классификации В.А. Сулина подразделяются на четыре класса: 1) сульфатнонатриевые; 2) гидрокарбонатнонатриевые; 3) хлормагниевые и 4) хлоркальциевые. В свою очередь, каждый класс

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

разделяется еще на три группы вод: гидрокарбонатные, сульфатные и хлоридные, а также группа включает три подгруппы: кальциевые, магниевые и натриевые.

Принадлежность пластовых вод к тому или иному типу устанавливают лабораторным анализом соотношения количеств отдельных ионов.

Для оценки химического состава пластовых вод обязательно определяют шесть ионов: Cl-, SO42, HCO3-, Ca2+, Mg2+, Na+, а также плотность

иводородный показатель воды (pH). Такой анализ называется стандартным

или шестикомпонентным. Иногда дополнительно в пластовых водах определяются содержание следующих ионов: I-, Br-, NH4+, CO32+, Fe2+, H2S.

Пластовые воды, добываемые вместе с нефтью и содержащие бром (Br)

ииод (I), часто перерабатывают на специальных заводах для получения этих

продуктов в чистом виде.

Кроме указанных характеристик пластовых вод важными показателями являются также степень минерализации и содержание растворенных газов.

Под минерализацией пластовых вод понимается суммарное содержание в воде растворенных неорганических солей.

Согласно акад. В.И. Вернадскому, все пластовые воды (и поверхностные в том числе) по величине минерализации разделяются на четыре класса: 1) пресные с минерализацией до 1 г/л; 2) солоноватые (слабоминерализованные) – от 1 до 10 г/л; 3) солевые (минерализованные) – от 10 до 50 г/л и 4) рассолы, минерализация которых выше 50 г/л.

Для различных месторождений минерализация пластовых вод изменяется в пределах от 15 до 3000 г/л. Минерализация пластовых вод, как правило, растет с глубиной залегания продуктивных горизонтов, из которых извлекается нефть.

Сповышением минерализации воды увеличивается ее плотность, которая может достигать в отдельных случаях 1,5 г/см3.

Перекачка высокоминерализованной пластовой воды насосами требует повышенного расхода мощности двигателей, однако, вместе с этим у

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

высокоминерализованных вод улучшаются процессы отстаивания нефти от воды, уменьшается набухание глинистых частиц продуктивного пласта и понижается температура замерзания этой воды.

Впластовых водах могут присутствовать следующие газы: азот (N2), сероводород (H2S), углекислый газ (СО2), кислород (О2), метан (СН4), этан (С2Н6) и др. в количестве от 15 до 200 л/м3 воды в зависимости от давления

температуры, минерализации.

Вязкость пластовой воды зависит в основном от температуры и может изменяться в пределах 0,2-2 сП.

Внастоящее время вместе с нефтью добывается около 550-600 млн.м3

пластовых вод в год.

К пластовым сточным водам, подлежащим закачке в продуктивные пласты, обычно предъявляются следующие основные требования:

- стабильность химического состава закачиваемой воды; - повышенная нефтевымывающая способность;

- вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости

нагнетательных скважин; - не должна быть коррозионно-активной;

- затраты на очистку и подготовку воды должны быть минимальными; - совместимость с водой, содержащейся в пласте; - высокая степень чистоты (низкое содержание кольматирующих

поровое пространство взвесей и отсутствие ингибиторных гелей), обусловливающая максимальную длительность межремонтных периодов и поддержание высокой степени приемистости нагнетательных скважин, вскрывших пласты с различными характеристиками, которая определяется индивидуальными расчетами, учитывающими коллекторские свойства пластов по методике НТЦ «ЭКОТЕХ»;

- температура воды должна исключать существенное охлаждение

пласта, изменение вязкостных характеристик вытесняемой нефти и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

возможность выпадения АСПО в пористой среде пласта и особенно призабойной зоне;

-закачиваемая вода не должна содержать в себе кислород в количествах, поддерживающих жизнедеятельность микроорганизмов, вызывающих формирование гидратов окиси железа, вызывать усиление коррозии оборудования;

-закачка в пласт сероводородсодержащих вод должна осуществляться через систему ППД в антикоррозионном исполнении, что позволяет избежать самоглушения скважин в результате интенсивного корродирования НКТ и другого оборудования;

-концентрация минеральных солей в пластовой сточной воде при ее смешении с пресной или в результате естественного разубоживания должна поддерживаться на уровне более 100 г/л, что позволяет подавлять жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий;

-при закачке воды в пласты, содержащие набухающие глины, концентрация в ней ионов Ca и Mg должно быть выше 10% от общего

содержания ионов всех других типов.

Стабильность химического состава пластовой сточной воды означает, что в подготовленной для нагнетания воде при хранении и перекачке не должны образовываться твердые взвешенные частицы за счет химических реакций.

Большинство пластовых сточных вод имеет низкую стабильность, что связано со значительным содержанием в них ионов бикарбонатов НСО3- и солей закисного железа в форме бикарбоната Fe(HCO3)2.

Если пластовая сточная вода контактирует с кислородом воздуха, то происходит реакция вида:

4Fe(HCO3)2 + O2 + 2H2O → 4Fe(OH)3 ↓ + ↑ 8CO2 ,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

в результате которой образуется осадок гидрата окиси железа, приводящий к снижению приемистости нагнетательных скважин, и весьма коррозионно-агрессивный углекислый газ.

Повышенная нефтевымывающая способность. Закачиваемая в пласт вода должна обладать достаточной нефтевымывающей способностью, обеспечивающей при заводнении не менее 60% добычи от балансовых запасов нефти. На увеличение коэффициента нефтеотдачи продуктивных горизонтов при их заводнении существенно влияют ПАВ, которые содержаться в пластовой сточной воде. Вода, содержащая ПАВ, обладает низким поверхностным натяжением на границе с нефтью и значительно эффективнее смачивает породы продуктивных пластов, т.е. она более полно отмывает нефть, удерживаемую на поверхности поровых каналов под действием капиллярных и адгезионных сил.

Значительная часть ПАВ, содержащихся в воде, адсорбируется на поверхности пород, поэтому добавку ПАВ к воде целесообразно применять при внутриконтурном заводнении пластов с небольшим содержанием воды, в результате чего концентрация ПАВ на поверхности капилляров увеличивается, что ведет к повышению нефтеотдачи. Естественно, что вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин. Для поддержания, приемистости их на определенном уровнеи содержание механических примесей и количество нефти в пластовой сточной воде, закачиваемой в продуктивные пласты, должно быть строго регламентировано для каждого месторождения. При этом следует иметь в виду, что размеры частиц всегда первичны, а их масса в мг/л – вторична.

3.1.4 Защита водоводов от коррозии

Трубопроводы, резервуары и другое нефтепромысловое оборудование

впроцессе эксплуатации подвергаются, как правило, интенсивной коррозии,

врезультате чего затрачивается много времени и средств на их замену для восстановления нормальной работы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коррозией металла называют самопроизвольное разрушение металлических материалов вследствие физико-химического взаимодействия

их с окружающей средой. Процесс коррозии может протекать двумя путями: прямым химическим воздействием среды на металл и в результате электрохимических реакций, сопровождающихся прохождением электрического тока между отдельными участками поверхности металла.

Одним из наиболее важных факторов, характеризующих агрессивную среду и оказывающих большее влияние на протекание электрохимических реакций, является концентрация ионов водорода, т. е. водородный показатель pH среды. Скорость коррозии особенно сильно увеличивается с уменьшением pH < 4. При pH = 4 9 скорость коррозии примерно остается

постоянной.

Химическая коррозия металлов не столь интенсивна, как электрохимическая, необходимыми условиями протекания которой являются наличие электролита и непрерывное течение электрического тока. Для возникновения и течения процессов электрохимической коррозии необходимы: 1) наличие двух участков металла с различным потенциалом в растворе данного электролита, 2) контакт обоих участков с электролитом, 3) соединение обоих разнородных участков между собой проводником.

Описанный процесс напоминает нам гальванический элемент.

Больше всего интенсивной коррозии подвергаются промысловые трубопроводы, которые прокладывают надземно, подземно и под водой. По этим трубопроводам обычно транспортируют газ, воду (пресную, минерализованную) и нефтяную эмульсию, которые являются электролитами, способствующими процессу электрохимической коррозии.

Интенсивность процесса коррозии трубопроводов зависит многих факторов, главные из которых:

- концентрация агрессивных компонентов (H2S, CO2), с ростом которых

коррозионное разрушение металла происходит интенсивнее;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-температура и давление - повышение температуры ускоряет анодные

икатодные процессы, т. е. увеличивает скорость движения заряженных ионов, а повышение давления - облегчает процесс гидролиза многих солей, увеличивает растворимость CO2 ;

-скорость потока – увеличение скорости движения нефтегозоводяной смеси интенсифицирует процесс коррозии;

-состояние поверхности оборудования – шероховатая поверхность металла коррозирует значительно быстрее, нежели гладкая или полированная;

-наличие продуктов, вызывающих жизнедеятельность микроорганизмов, являющихся причиной биологической коррозии металла;

-механическое воздействие на металл – в результате различных ударов

идеформаций изменяется структура металла, возникают повышенные напряжения, и эти места усиленно коррозируют.

Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает углекислый газ CO2, содержащийся в пластовых водах, добываемых

вместе с нефтью.

Ca2+ + H2O = H2CO3

H2CO3 + Fe = FeCO3 + H2

Ca2+ + 2HCO3 =CaCO3 + СаCO2 +H2O.

Промысловые трубопроводы защищаются от внутренней и внешней коррозии.

Против коррозии внешней поверхности труб применяют разнообразные покрытия для изоляции промысловых трубопроводов от контакта с грунтом. Основными являются две большие группы покрытий: на основе полимеров и на битумной основе (пассивные методы защиты от коррозии). Такая внешняя защита труб от коррозии по некоторым причинам (изменение температурных условий, влажности грунтов и т. д.) не может

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

обеспечить эффективной защиты трубопровода на весь период его эксплуатации. Поэтому через некоторое время (6-10 лет) сооружают

протекторную или катодную защиту трубопроводов (активные методы защиты).

Рис.5. Принципиальные схемы протекторной и катодной защиты труб от коррозии

Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии применяют различные лаки , эпоксидные смолы , цинко-силикатные покрытия и

ингибиторы.

Среди противокоррозионных средств в настоящее время, бесспорно, принадлежит ингибиторам коррозии, способным создавать барьер между коррозионной средой и металлом. Эффективность и экономичность ингибиторов зависит от тщательной подборке его для конкретных условий эксплуатации оборудования на промысле, от способа его ввода в скважину и сборную систему.

В НГДУ “Лениногорскнефть” в I квартале 2002 года проводились

следующие методы борьбы с коррозией: 1) Ингибиторная коррозия.

Ингибиторной защитой охвачено 350 км нефтепроводов. За январь- февраль 2002 года ингибиторами коррозии обработано 1374947 м3 сточной воды (за первый квартал будет около 2 млн.м3).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии Амфикор, Нефтехим, СНПХ-6301 КЗ, реагенты комплексного действия ДИН-4, Рекорд- 758, СНПХ-4480 – для системы нефтесбора; Нефтехим, СНПХ-6301 КЗ – для

системы ППД.

Действуют 37 точек подачи ингибитора коррозии (в 2001 году – 34) и 74 точки подачи диэмульгаторов двойного действия ( в 2001 году – 68).

Точек контроля скорости коррозии – 68.

Вэтом году в мероприятиях запланировано во II, III кварталах смонтировать 11 точек подачи ингибитора коррозии: ЦДНГ № 1-3, остальные

ЦДНГ по 4 точки, там же автоматически должны монтироваться точки контроля скорости коррозии; 2 точки контроля должны смонтировать ППД.

Существует потребность в соблюдении дозировки ингибиторов коррозии для выполнения годовой потребности равной 790 тн.

2) Антикоррозионные покрытия.

За первые два месяца 2002 года построено 18,3 км (в 2001 году за данный период – 21 км) трубопроводов из труб с антикоррозионным покрытием, из них 9,7 км – МПТ и 8 км – ПЭП.

Отказов на таких трубах в 2002 году нет (общее количество порывов в системе нефтесбора за январь-февраль – 46, в 2001 году за данный период –

75 км).

За январь-февраль 2002 года построено водоводов из МПТ– 29,72 км.

Отказов на данных трубах в системе ППД не было (общее количество порывов за январь-февраль – 15, в 2001 году за данный период – 12).

3) Электрохимическая защита.

Вянваре-феврале 2002 года по предварительным данным построено с

протекторной защитой 1,4 км нефтепроводов, водоводов – 9,3 км.

3.1.5 Исследование нагнетательных скважин

Исследования скважин и пластов с помощью гидродинамических, термодинамических и геофизических методов по данным о величинах

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дебитов (приемистости) жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относятся к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты (приемистость), давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).

Внастоящее время разработаны и в разной степени внедрены промышленностью следующие методы исследования скважин и пластов.

Гидродинамические методы: а) исследования скважин при установившихся режима работы (исследования на приток);

б) исследования скважин при неустановившихся режимах или со снятием кривых изменения давления на забое (после закрытия скважин на устье, смены режимов их работы или после изменения статического уровня в скважине);

в) исследование скважин на взаимодействие (одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие – реагирующими), этот способ иногда называется гидропрослушиванием;

г) определение профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта;

д) контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.

Термодинамические методы: определение профиля притока (поглощения) нефти (воды) и газа по разрезу пласта с помощью калориметрического эффекта.

ВНГДУ “Лениногорскнефть” проводятся следующие виды исследовательских работ нагнетательных скважин:

1) Контроль за техническим состоянием эксплуатационных колонн,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

применением в комплексе или в отдельности методов расходометрии, термометрии.

2) Учет суточных объемов закачки по приборам установленных на

КНС.

3)Замер устьевых давлений.

4)Определение забойных давлений.

5)Определение пластового давления.

6)Исследования профиля приемистости глубинным расходомером. Контроль за техническим состоянием эксплуатационной колонны

осуществляется одним из методов ГИС не реже 1 раза в 4 года. ГИС включает в себя: термометрию, расходометрию, резистивометрию, АКЦ, СГДТ, каверномер, профилемер, локатор муфт и др.

Определение герметичности эксплуатационной колонны проводится при обнаружении резкого снижения устьевого давления или увеличения приемистости одним из методов: опрессовка колонны избыточным давлением, термометрия, расходометрия, радоновым индикаторным методом.

Учет суточных объемов закачки воды производится на КНС с помощью счетчиков типа СВУ и др. типов. Данные о расходе воды на КНС передаются в диспетчерско-технологическую службу цеха ППД через

каждые 2 или 4 часа. Данные о расходах воды по каждой КНС передаются в центральную инженерно-технологическую службу НГДУ с периодичностью

1 раз в сутки. Замер расхода воды в нагнетательных скважинах осуществляется с помощью как стационарных, так и переносных накладных счетчиков воды, не реже 1 раза в месяц. При отклонениях показаний расходов воды по регистрирующим расходомерам на КНС от установленного технологического режима производится проверка водоводов, арматур и колонны, устанавливается место нарушения их герметичности и объем утечек воды, вносится поправка в объемы закачиваемой воды, устраняется выявленный дефект.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рабочее давление на устье нагнетательной скважины замеряется 1 раз в квартал.

Пластовое давление (статический уровень) определяется 1 раз в полугодие, забойное давление(динамический уровень) – 1 раз в квартал.

Коэффициент продуктивности нагнетательных скважин определяется 1 раз в два года исследованием на установившихся (индикаторные диаграммы) или неустановившихся (КВД или кривые восстановления уровня) режимах отборов или закачки.

Определение коэффициента приемистости нагнетательных скважин производится путем построения индикаторных диаграмм не менее чем на 3-х

режимах закачки лил по кривым восстановления (падения) давления. При наличии в скважине 2-х или более перфорированных пластов исследования

проводятся одновременно с замерами профиля приемистости глубинным расходомером.

Исследования скважин глубинным расходомером производится 1раз в год (на скважине с двумя или более перфорированными пластами) и 1 раз в 2 года на скважинах с одним пластом толщиной более 5 м.

При исследовании профиля поглощения, шаг измерений в интервале пластов должен быть не более 0,5 м. Одновременно должны проводится замеры приемистости.

Наибольший объем исследований в производстве выполняется для решения задач, связанных с диагностикой пластов и скважин. Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии. Опыт показывает, что наиболее информативным методом при решении задач диагностики является термометрия. Однако, термометрия (по сравнению с другими геофизическими методами) является и наиболее сложным (в методическом плане) методом.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Термометрия. Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху ; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте, -газо, -водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте-, водораздела в межтрубном

пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Рпл и Рнас ;определение Тзаб и Тпл ; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.

Таблица №2. Виды и объем исследовательских работ

3.2 Анализ существующей системы ППД на Западно-Лениногорской площади

3.2.1 Анализ внедрения индивидуальных насосов малой производительности на Западно-Лениногорской площади

С вступлением Ромашкинского месторождения в позднюю стадию разработки, истощением нижележащих пластов горизонта ДI возникла

необходимость более детально заняться вытеснением нефти с верхних

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пластов девона, представленными алевролитами, глинистыми отложениями, проницаемость которых очень низка. Внедрение очагового заводнения при разработке верхних малопродуктивных пластов поставило перед ППД задачу перехода на менее производительное оборудование. Для извлечения нефти из пластов необходимы были высокие давления при малых объемах закачки.

Начиная с конца 80-х годов в НГДУ «Лениногорскнефть» получило

начало применение насосного оборудования высокого давления: насосы типа ЦН-200 , ЦНС-180 1900 , ЦНС-63 320 и другие. Это была попытка

вовлечения в разработку слабопроницаемые пласты. Стали применяться погружные установки высокого давления, так на УЭНП-6221”а” давление нагнетания достигало до 270 кг/см2 , а насосная установка ЦНС-63 320 развивала давление до 300 кг/см2. Но эти насосные агрегаты быстро выходили из строя и не дали ожидаемого результата. Поэтому в начале 90-х

годов начали применять насосные установки малой производительности и высокого давления. Это были установки РЭДА производительностью от 200 до 1500 м3/сут с давлением нагнетания от 150 до 230 кг/см2.

Таблица №4. Данные по экспериментальным насосам РЭДА.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

С внедрением ГНУ (горизонтальная насосная установка) стало возможным разработка слабопроницаемых пластов горизонта ДI. В конце 90-

х годов промышленность освоила выпуск российских насосов малой производительности высокого давления. Начали выпускаться насосы - ЦНС

45 1900 , ЦНС 63 1800 , ЦНС 40 2000 , ЦНС 80 1900. Этот ряд насосов

позволил успешно проводить разработку слабопроницаемых коллекторов.

Таблица №5. Данные по экспериментальным насосам малой производительности высокого давления

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица №6. Характеристики насосов ЦНС63-1000, ЦНС63-1400, ЦНС63-1800

Внедрение насосов высокого давления не полностью решило вопрос разработки слабопроницаемых коллекторов. В частности, на устье удаленных от КНС скважин имеют место значительные потери давления. На существующих КНС подключенные нагнетательные скважины имеют различную приемистость (от 20 до 600 м3/сут) и различное необходимое

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рабочее давление (13,0-20,0 МПа). Группировка скважин по приемистости

ограничена возможностями насосного оборудования на КНС. Кроме того, наблюдаются потери давления вследствие большой протяженности водоводов (1,5 - 3,5 км). Увеличение же давления на самих КНС свыше 19,5

МПа нецелесообразно вследствие возникновения порывов. До недавнего времени нагнетательные скважины со слабопроницаемыми коллекторами, как правило, не участвовали в процессах разработки.

Для решения этого вопроса в НГДУ «Лениногорскнефть» параллельно с внедрением малопроизводительных насосов начались работы с погружными установками с верхним наземным и погружным приводом на основе скважинных насосов ЭЦН. Задачей нового способа закачки является повышение эффективности разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов.. Этот способ закачки воды в нагнетательные скважины включает подачу воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием насоса ЭЦН, при этом закачку воды в пласт осуществляют при обеспечении необходимого давления через обратный клапан по НКТ, а для защиты эксплуатационной колонны от перепадов давления используют пакер.

Насосная установка для осуществления данного способа состоит из насосно - компрессорных труб, устьевой запорной арматуры, патрубка,

погружного электродвигателя и насоса, при этом погружной электродвигатель расположен в верхней части насосной установки, насос выполнен секционным, количество секций насоса взаимосвязано с давлением нагнетания, а в нижней части установки размещен компенсатор вертикальных нагрузок для снятия линейных перемещений НКТ и веса насосной установки.

В эксплуатационную колонну на перфорированном патрубке спущена насосная установка, содержащая компенсатор, погружной электродвигатель с кабелем, который через протектор соединен с секционным насосом, обратным клапаном и эксцентричной муфтой, служащей для передачи

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

давления на выходы секционного насоса по импульсной трубке на электро-

контактный манометр (ЭКМ), установленный на устьевой запорной арматуре. ЭКМ позволяет отключить насосную установку при достижении рабочего давления выше допустимого, а также при падении давления на входе в насос ниже допустимого. Расположенный ниже эксцентричной муфты компенсатор вертикальных нагрузок предотвращает линейные перемещения НКТ и снимает их вес с насосной установки. НКТ оборудованы пакером, расположенным выше кровли пласта. Межтрубное пространство заполняется ингибированной водой. Насосная установка регулирует и поддерживает режим работы нагнетательной скважины следующим образом: вода от системы разводящих трубопроводов низкого давления поступает по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием секционного насоса. Приобретая необходимое для нагнетания давление, вода поступает в пласт через обратный клапан, предотвращающий излив из пласта при остановке и НКТ. Для защиты эксплуатационной колонны от повышенного давления используют пакер, установленный выше кровли пласта.

По необходимому рабочему давлению и в зависимости от давления на приеме насоса подбирается количество секций насосной установки, что позволяет охватить процессом заводнения различные участки площадей в зависимости от приемистости.

Применение данного способа для закачки воды позволяет улучшить регулирование процессов разработки нефтяных пластов, режим работы нагнетательной скважины не зависит от других скважин, подключенных к КНС, позволяет частично автоматизировать работу нагнетательной скважины, поднять рабочее давление на устье нагнетательной скважины, осуществить индивидуальный подбор типоразмера насоса по приемистости конкретной скважины, кроме того, обеспечивается принципиальная возможность перехода на низконапорную систему поддержания пластового давления с кратным снижением капитальных вложений и эксплуатационных

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

затрат. Данное изобретение может быть использовано также для дозировки ингибиторов, реагентов при обработке скважины, утилизации сточных вод.

Способ закачки воды в нагнетательную скважину реализуется с помощью насосной установки, представленной на рис.2.

Имея большой накопленный опыт эксплуатации погружных насосов на нагнетательных скважинах и учтя все ошибки и конструктивные особенности в 1998 году была разработана, изготовлена и внедрена на скважине №4066а принципиально новая конструкция механизированного привода для нагнетательной скважины. Конструктивной особенностью данной установки является вынос электродвигателя на поверхность, т. е. на арматуру нагнетательной скважины (см. рис.3).

Насос устанавливается в нагнетательную скважину на глубине 20

метров от устья. Для компенсации верхних перемещений выкидная труба через ниппель подвижно соединяется с подвеской НКТ. Подвеска НКТ оборудуется пакером в нижней части (выше кровли пласта). Межтрубное пространство заполняется ингибированной водой. Замер приемистости регистрируется СВУ на блоке-гребенке (БГ).

Положительные стороны:

1)Разгружается водовод от кустовой насосной станции (КНС) до скважины (давление на приеме УЭЦН 6-27 атм. , на выкиде до 210 атм. ), т. е.

снижается количество порывов.

2)У насосов ЭЦН с погружным электродвигателем кабель и сам электродвигатель находятся в рабочей среде (за 2000 год 8 установок вышли из строя по причине изоляции «0»).

3)Упрощается монтаж насоса, т.к. уменьшается длина импульсной трубки (у насоса с погружным электродвигателем длина импульсной трубки 20.1 м, у насоса с верхним приводом 12.5м).

4)Широкий выбор типоразмеров серийно выпускаемых насосов (20-500 м3/сут).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

5)Возможность поднять рабочее давление на устье нагнетательной скважины до 21,0 МПа.

6)Индивидуальный подбор типоразмера насоса по приемистости конкретной скважины.

7)Нет необходимости строительства шурфа.

8)Решается частичная автоматизация работы нагнетательных скважин.

9)Режим работы нагнетательной скважины не зависит от других скважин, подключенных к КНС.

10)Улучшение регулирования процессов разработки нефтяных пластов.

11)Вовлечение в работу нагнетательных и добывающих скважин на участках с низкопроницаемыми коллекторами.

12)Принципиальная возможность перехода на низконапорную систему ППД с кратным снижением капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

13)Возможность проведения циклической закачки круглый год.

14)Экологически чистая технология.

Благодаря тому, что электродвигатель расположен на поверхности, достигнуто:

-токоведущие части установки вынесены из колонны скважины на

поверхность и не подвергаются воздействию высокого давления и сточных вод;

-отсутствует кабельный ввод в арматуре; -отсутствует протектор защиты электродвигателя в скважине;

-забор воды на прием установки происходит с поверхности, а не с

затрубья, что исключает возможность работы установки на себя; -обслуживание энергетического узла происходит без подъема

оборудования на поверхность; -расширена возможность автоматизации и индивидуального учета

закачиваемого рабочего агента;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-переход на низконапорную систему поддержания пластового

давления.

Установка позволяет организовывать заводнение небольших месторождений, где строительство БКНС в капитальном варианте нецелесообразно, вовлекает в разработку продуктивные слабопроницаемые пласты, удаленные на значительные расстояния от КНС.

Рис.2. Погружная насосная установка для закачки воды

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.3. Установка с поверхностным приводом для закачки жидкости в пласт

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.2.2 Анализ внедрения индивидуальных насосов для закачки воды в нагнетательную скважину

Таблица №7. Работа индивидуальных установок типа УЭЦН за 1994-2004 гг.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.2.3 Регулирование напорных характеристик насосов (штуцирование, “расшивка” водоводов по разнонапорным насосам и скважинам)

Для оптимизации разработки продуктивных пластов и поддержания пластовых давлений на эксплуатационных скважинах, необходимо чтобы отбор пластовых флюидов компенсировался закачкой жидкости в нагнетательные скважины.

Существует несколько способов поддержания характеристик разработки пластов. Классическая схема «одна скважина – один водовод» с фиксированной закачкой при разработке часто нарушается. На один водовод подключаются несколько скважин различной приемистости, давление нагнетания при этом изменяется в широких пределах.

Одним из методов выполнения режимов закачки является регулирование расхода установкой штуцеров, расшивкой водоводов. Оптимальным вариантом является подключение одной, двух скважин на один водовод, подключение нагнетательных скважин различной приемистости на насосы различной производительности.

Для разработки скважин с различной приемистостью применяется подключение скважин к насосным агрегатам высокого и низкого давлений. Это дает возможность разработки пластов при различных давлениях нагнетания. В НГДУ “Лениногорскнефть” и в частности на Западно-

Лениногрской площади применяются малопроизводительные насосы высокого и низкого давлений с объемами закачки от 200 м3/сут до 1500 м3/сут, давлением нагнетания от 100 кг/см2 до 210 кг/см2.

Подключение на один водовод одной или двух скважин позволяет приборами на КНС постоянно контролировать расход воды по скважинам, давление нагнетания, что позволяет вести баланс закачиваемой воды, а значит правильно вести разработку нефтеносных горизонтов.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.4 Схема оптимального подключения скважин при расшивке водоводов

Рис.5. Схема подключения скважин с различной приемистостью

Штуцера предназначены для регулирования давления нагнетания, объемов закачиваемой в пласт воды, с помощью изменения площади проходного сечения трубопровода. Применение штуцеров является одним из эффективных методов выравнивания пластовых давлений, равномерного распределения давлений по нагнетательным скважинам и зависит от отбора пластовой жидкости из окружающих добывающих скважин.

3.2.4 Реализация каскадной технологии подготовки воды

Продуктивные пласты горизонтов Д1До Ромашкинского месторождения характеризуются высокой макро- и микронеоднородностью,

которые не обнаруживаются при исследованиях комплексом стандартного каротажа, но оказывают существенное влияние на процессы вытеснения нефти путем закачки различных типов вод (пластовые, сточные, пресные).

На основе новых петрофизических исследований малопродуктивных пластов, выполненных в ТатНИПИнефти, НТЦ «ЭКОТЕХ», а также

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

компаниями «Серк-Бейкер» и «Тоталь», определены новые явления, не

учитываемые прежде.

Пористая среда характеризуется двумя параметрами: размерами и распределением по размерам пор, а также соединяющих их поровых каналов. Для пластов 2 класса I и 2 группы 50-60% пор и поровых каналов по ртутной порометрии имеют размеры соответственно 25-75 и 6-12 микрон. Этот

фактор налагает новые требования при оценке допустимого содержания твердых взвешенных частиц в закачиваемой воде: необходима регламентация не только общего их содержания, но и размеров.

Кроме того, в составе пористой среды имеются мелкие частицы, которые, отрываясь от зерен пласта, осуществляют миграцию по порам и поровым каналам. Количество и размеры этих частиц определяются как коллекторскими свойствами пласта, так и интенсивностью воздействия на пласт при закачке вытесняющего агента. Причем движение мигрирующих частиц имеет место как при прямой, так и при обратной фильтрации, а их количество достигает до 25-30 тыс. частиц на миллилитр.

Экспериментально установлено, что при любой системе очистки фильтрация закачиваемой воды через пористую среду сопровождается снижением ее проницаемости, причем, если при закачке ультрафильтрованной воды (размеры частиц 0,2 микрона) темпы снижения проницаемости составляют порядка 0,15% на один поровый объем, то при закачке неочищенной речной воды это снижение достигает 2,2%. После прокачки около 130 и 36 поровых объемов, темп падения проницаемости уменьшается, соответственно, до 0,02 и 0,17%.

При обратной фильтрации воды через образцы кернов имеет место восстановление проницаемости в интервале от 0,261 до 1,061 исходного значения (для различных типов пород). Средние величины по 20 образцам при фильтрации ультрафильтрованной воды составили: уменьшение при прямой прокачке 0,576 и восстановление при обратной прокачке 0,745 от

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

исходной величины. В некоторых случаях проницаемость не восстанавливается вообще.

Оценка необходимых объемов нагнетания для заводнения различных типов коллекторов на остаточные запасы нефти при водонефтяном факторе, равном 3 и 5 соответственно, показала, что весь объем вод, подлежащих очистке, может составить 1,55-2,2 млрд. м3, который распределяется по типам коллекторов в соотношениях: 1 группа 1 класс - 56%: 1 группа 2 класс - 21% и 2 группа - 23%. Из различных источников загрязнения

продуктивного пласта первым из них является сам пласт, в продукции которого содержится от 16 до 72 мг/л твердых взвешенных частиц (ТВЧ), причем 83-87% из них имеют размеры менее 5 мкм, а более 10 мкм – 5-8%.

Затем по пути движения воды от очистных сооружений до устья нагнетательной скважины (НС) количество ТВЧ возрастает еще на 30%.

Следовательно, как уже отмечалось, сама система ППД является мощным источником формирования ТВЧ, что требует новых подходов к ее созданию.

Известно, что в пресной воде в основном превалируют частицы 1-5 мкм, а в сточной – 0,2-1 мкм. Это свидетельствует об эффективности

промысловых очистных сооружений, извлекающих из воды не только крупные частицы, которые изначально содержались в ней. Количество ТВЧ составляет 106-1011 единиц на один литр.

Установлено, что основная доля кольматирующего вещества содержится в частицах 6-15 мкм (56,9%) и 15-30 мкм (33,8%), которые и

должны быть удалены в первую очередь.

Качество воды и содержание ТВЧ определяют основные параметры закачки воды в пласт, в том числе - давление закачки Р, расход воды Q, накопленный объем закачанной воды W, время работы скважины t, скорость закачки (фильтрации) V при необходимой площади фильтрации F.

Для каждой скважины качество воды должно рассчитываться с полным учетом их коллекторских свойств по методикам НТЦ «ЭКОТЕХ», Для

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

вытеснения нефти водой из слабопроницаемых коллекторов допустимые размеры частиц могут иметь разные значения, в том числе 0,3-1 мкм.

Расчетные значения размеров поровых каналов и частиц, рекомендуемое качество сточной воды для закачки в пласты с низкой, средней и высокой проницаемостью для некоторых пластов НГДУ «Лениногорскнефть» приведены в таблицах №9, №10

Таблица №10

Известно, что в пористой среде практически не задерживаются взвешенные частицы примесей, размер которых в 4-5 раз меньше, чем

диаметр порового канала.

Объемы сточной воды высшего, среднего и базового качества для закачки в пласты с низкой, средней и высокой проницаемостью, например, по ЛБКНС, КНС-18, КНС-38а и КНС-39 НГДУ «Лениногорскнефть»

приведены в таблице №11 Из таблицы 6.9 следует, что по четырем КНС для закачки в пласты

требуется порядка 1370 тыс.м3/год сточной воды, в т.ч. 425 тыс.м3 - высшего, 355,5 тыс.м3 - среднего и 590,1 тыс.м3 - базового качества.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица №11

Закачка воды в соответствии с коллекторе к ими свойствами пластов и пропластков, вскрытых как индивидуальным, так и общим забоем при минимальной кольматации пор фильтрующих пород обеспечивает:

-увеличение текущей добычи нефти;

-извлечение из недр нефти, не поддающейся вытеснению традиционными средствами;

-эффективную выработку как высоко, - так и слабопроницаемых

пластов;

-кратное сокращение числа и длительности ремонтных работ по восстановлению приемистости нагнетательных скважин;

-осуществление ремонтных работ в экологически чистом варианте;

-высокоэффективную, экологически чистую утилизацию нефтешламов, извлекаемых из очищаемой воды при минимальных затратах;

-дифференцирование по объему, качеству и сокращение на этой основе общих затрат на очистку закачиваемых вод;

-значительную экономию электроэнергии, затрачиваемую на поддержание пластовою давления.

Решению о качестве, количестве и технологии закачки воды предшествуют детальный геологический и петрографический анализ пластов, интерференции нагнетательных и добывающих скважин, выбор приемлемой технологии заканчивания скважин бурением, вскрытия пластов и вызова притока.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для обеспечения наиболее эффективного управления нагнетательными скважинами предлагается специальный регламент по их эксплуатации с учетом специфики месторождения.

Набор оборудования, применяемого при этом, определяется (см. рис. 6.3) коллекторскими свойствами скважин, их количеством и размещением по площади.

Реальное размещение скважин с различными характеристиками пластов и компоновка оборудования по одной из площадей представлены на рис. 7, 8.

Каскадная технология очистки закачиваемых вод предусматривает выполнение этих операций в несколько ступеней, осуществляемых на действующих очистных сооружениях до базового уровня с последующей дифференцированной доочисткой на КНС и отдельных скважинах. В ряде случаев предусматривается путевой отбор воды нужного качества в режиме «пиявки» с закачкой наиболее грязной воды в скважины с соответствующими коллекторскими свойствами.

Проблема утилизации нефтешлама в этом случае не возникает.

Рис.6. Принципиальная схема каскадной технологии очистки закачиваемых вод

1- головные очистные сооружения I группы качества воды; 2 - гребенка, 3 - водоводы первой группы качества, 4 - КНС - кустовые насосные станции: 5 - узел доочистки воды второй ступени; 6 - водовод воды второй

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ступени очистки; 7 - узел доочистки воды третьей ступени; 8 - водовод воды третьей ступени очистки, 9 - узел очистки воды четвертой ступени; 10-13-

нагнетательные скважины, принявшие воду первой, второй, третьей я четвертой ступеней очистки.

Рис. 7. Технологическая схема каскадной очистки сточной воды на ЛБКНС

а, б, в - качество сточной воды - соответственно базовое, среднее и высшее; I - гидроциклон;2 -ОГЖФ; 3-фильтр «Экон»; 4 - установка «Коалесцент»; 5 - вибратор БГ- 70/150; 6-ФЭП; 7 - емкость для сбора шлама; 8 - насос для

подачи разбавленного водой шлама на КНС

Эффективность применения каскадной технологии очистки воды в основном связана с:

-вовлечением в разработку пластов низкой проницаемости и увеличением извлекаемых запасов нефти в объеме закачки воды повышенного качества;

-объемов очистки воды по высшему качеству;

-сокращением затрат на электроэнергию для закачки воды за счет снижения темпов роста давления закачки при сохранении приемистости скважин;

-увеличением межремонтных периодов скважин, связанных с ОПЗ, и связанной с этим дополнительной добычей нефти;

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

-снижением числа порывов водоводов за счет снижения ∆P;

-сокращением затрат на ремонтные работы, связанные с ОПЗ;

-уменьшением объемов шламов при изливах нагнетательных скважин при ремонтных работах;

-снижением числа вновь бурящихся скважин в связи с утратой приемистости пробуренных ранее;

-вовлечением в товарные поставки извлеченной из воды капельной

нефти;

-проявлением экологического эффекта от снижения загрязнений окружающей среды при порывах трубопроводов с нефтесодержащими водами;

-исключением проблемы утилизации нефтесодержащих ТВЧ, характерной для других методов очистки и закачки пластовых вод;

-переводом части трубопроводов из высоконапорных в категорию низконапорных;

-снижением доли неэффективных затрат, связанных с бесполезной закачкой воды низкого качества в пласты, куда она поступать не могла в связи с кольматацией пор ТВЧ.

Рис.8. Схема подключения к КНС нагнетательных скважин, вскрывших пласты низкой, средней и высокой проницаемости

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.2.5 Перспективы развития насосов малой производительности и индивидуальных насосов в НГДУ «Лениногорскнефть»

Свступлением Ромашкинского месторождения в позднюю стадию разработки, истощением нижележащих пластов горизонта ДI возникла необходимость более детально заняться вытеснением нефти с верхних пластов девона, представленными алевролитами, глинистыми отложениями, проницаемость которых очень низка. В настоящее время ведется активная разработка верхних пластов девона, слабопроницаемые коллектора которых требуют высоких давлений при малых объемах закачки.

Сначала 90-х годов идет реконструкция системы ППД, внедряются

малопроизводительные насосы высокого давления. С внедрением ГНУ (горизонтальная насосная установка) стало возможным разработка слабопроницаемых пластов горизонта ДI. Внедрение насосов высокого давления не решает вопрос разработки слабопроницаемых коллекторов удаленных от КНС, малоприемистый фонд необходимый для охвата заводнением занимает значительную часть скважин. Решением этого вопроса стало внедрение погружных установок с верхним и скважинным приводом на основе погружных насосов ЭЦН. Задачей нового способа закачки является повышение эффективности разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов. Внедрение насосов УЭЦН непосредственно на скважинах позволяет повысить эффективность разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечь в разработку слабопроницаемые коллектора.

Таким образом, внедрение вышеперечисленных мероприятий по совершенствованию системы поддержки пластового давления позволяют значительно эффективнее, как в техническом, так и в экономическом плане решить вопрос разработки слабопроницаемых и неоднородных пластов коллекторов на поздней стадии разработки месторождения.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.2.6 Выводы и предложения

На основании тех данных и анализов приведенных в данном проекте я сделал вывод, что для достижения высоких уровней добычи нефти и газа необходимо вводить в эксплуатацию нефтяные и газовые скважины с потенциально возможными дебитами , обеспечивая их высокую производительность в процессе всей эксплуатации. К числу основных причин низкой продуктивности скважин относятся слабая естественная проницаемость пласта и уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта в следствии ее засорения механическими примесями и продуктами коррозии нефтепромыслового оборудования.

Для достижения более высоких показателей проницаемости призабойной зоны пласта я предлагаю производить магнитную обработку воды непосредственно перед ее закачкой в пласт. Устройства необходимые для обработки воды устанавливаются непосредственно на устье нагнетательной скважины. В качестве примера я привожу данные по двум нагнетательным скважинам, находящимся на Западно-Лениногорской

площади, обслуживаемых ЦППД НГДУ «Лениногорскнефть» Минеральный состав коллекторов Западно - Лениногорской площади

Ромашкинского месторождения включает глинистые минералы , что _затрудняет закачку воды в системе поддержания пластового давления. На участках распространения низкопроницаемых коллекторов-алевролитов темпы закачки низки, и добыча нефти зависит от физико-химических свойств

нагнетаемой воды. Это ставит задачу экономичным образом увеличить темпы закачки без существенных изменений в действующей системе ППД.

Анализ условий нагнетания в НГДУ «Лениногорскнефть» показал, что при закачке используются главным образом пресная и сточная воды, отбираемые из открытых водоемов и имеющих существенно меньшую минерализацию, чем пластовая. Опыт использования магнитных устройств, ранее применявшихся в НГДУ «Лениногорскнефть», показал, что

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

продолжительность их работы не превышает 1 года, а приемистость увеличивается на 15-20 %.

Анализ условий эффективного применения магнитной обработки закачиваемой воды, лабораторные исследования и расчеты позволили обосновать механизм процесса. Согласно предложенной теории магнитная обработка разрушает агрегаты примесей железосодержащих соединений и приводит к появлению активных коллоидных и субколлоидных частиц, способных повысить проницаемость закольматированной глинистыми частицами призабойной зоны. Лабораторные исследования технологии показали возможность значительного увеличения приемистости слабопроницаемых коллекторов даже при использовании воды, отбираемой из открытых водоемов.

С учетом опыта ранее применявшихся устройств для магнитной обработки жидкости на основе разработанной теории были разработаны и изготовлены на базе постоянных спецмагнитов устройства новой конструкции, устанавливаемые внутри трубопроводов.

При выборе конструкции магнитных устройств для установки на конкретных скважинах учитывалось, что давление в системе ППД высокое (до 30-40 МПа), а расход воды не превышает 300-400 м3/сут. Система

магнитов, создающих магнитное поле для обработки водного раствора, была помещена в водонепроницаемый защитный кожух, выполненный из коррозионностойкой стали. Магнитное устройство было выполнено в форме цилиндра с элементами крепления внутри трубопровода. Устройство предназначалось для установки в трубопроводе вблизи устья нагнетательной скважины. Для установки был выбран наиболее простой в технологическом отношении вариант: устройство размещается в фланце соосно с внешним отрезком трубопровода и фиксируется распорными винтами, упирающимися в стенки трубы. Далее участок нагнетательной линии оборудовался фланцевыми соединениями, куда помещалось заранее подготовленное магнитное устройство и закреплялось на фланцах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Далее в таблице приведены геолого-технические данные о работе

скважин 9198 и 24205 до установки магнитных устройств, во время их работы и после их демонтажа, на рисунке представлена гистограмма удельной приемистости, используемой в качестве характеристики работы скважин. Средняя удельная приемистость скв. 9198 увеличилась от 5,6 до 704 м3/МПа после установки устройства, т.е. в 1,3 раза. У скв. 24205 – от 5,6 до 11,3 м3/МПа, т.е в 2 раза. По этим данным можно сделать предварительный

вывод о том, что наибольший эффект достигается при использовании магнитных устройств для обработки пресной воды (скв. 24205), где эффект выше, чем для сточной и достаточно высоким содержанием солей, хотя для уточнения особенностей влияния минерализации закачиваемой воды на эффективность работы магнитного устройства требуются дополнительные исследования. После снятия с этих скважин магнитных устройств в связи с предстоящими ремонтными работами приемистость стала снижаться, но длительное время превышала начальную.

По данным ЦППД НГДУ «Лениногорскнефть», на 09.01.97г. скв. 3332 и 9132, на которые были переустановлены магнитные устройства, имели более высокую, чем прежде, приемистость. Трубопроводы скважин, оборудованные магнитными устройствами, не замерзали в зимнее время, хотя на соседних нагнетательных скважинах приходилось прогревать трубопроводы из-за замерзания.

Эксплуатация магнитных устройств на новых трубопроводах подтвердила предварительные выводы об увеличении приемистости и показала преимущества их использования в зимний период, опасный промерзаниями трубопроводов системы ППД. Наблюдения за скважинами показывают, что повышенная приемистость сохраняется в течении нескольких месяцев после снятия магнитных устройств для обработки воды.

На основе результатов применения разработанных устройств в НГДУ «Лениногорскнефть» принято решение о расширении масштабов их внедрение на всех КНС ОАО «Татнефть».

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Выводы:

1.Применение магнитных устройств рассмотренного типа для улучшения работы системы ППД эффективно для увеличения темпов нагнетания и борьбы с замерзанием трубопроводов.

2.Использование магнитных устройств не требует затрат энергии и изменения парка оборудования системы ППД.

3.Устройство эффективно более года, эффект последствия сохраняется также более года.

4.Целесообразно расширение объемов применения магнитных устройств данного типа на нагнетательных скважинах месторождений Татарстана.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Расчет приемистости нагнетательных скважин на участке высокого давления Западно-Лениногрской площади

Методика расчета Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем

Q`н Qн bн (м3) (1)

Объем свободного газа в залежи, приведенная к атмосферным условиям,

Vсв Vг pплQн

, (м3) (2)

Объем свободного газа в пластовых условиях

Vпл zVсв p0Tпл

pплT0 , (м3) (3)

Общая суточная добыча в пластовых условиях составит

V Q `н Vпл Qв , (м3) (4)

Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К=1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Расчет.

Qн ` 320500 1,18 437,2м3 865

Vсв 90830 7,7 7,36 320500 69832м3

865

0,88 69832 0,1 316 м3 Vпл 966,46

7,36 273

V 437,2 966,46 116,3 1520м3

Qв ` 1520 1,2 1824 м3

сут

4.2 Расчет потерь давления при заводнении пластов в наземных трубопроводах и в скважине

Методика расчета Гидравлические потери напора на трение при давлении воды в

трубопроводах определяется по формуле:

pтр L 2 , МПа

106 2d (1)

где - коэффициент гидравлических сопротивлений;- плотность воды, кг/м3;

L – длина трубопровода, м;

d– диаметр трубопровода, м;

- скорость движения воды в трубопроводе.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где Q – количество нагнетаемой воды, м3/сут

Для определения коэффициента гидравлических сопротивленийнайдем значение Re

Re d

(3)

Если режим движения ламинарный, то коэффициент гидравлических сопротивлений находим по формуле (4), если турбулентный то по формуле

(5):

64

Re (4)

0,3164

4 Re (5)

Потери напора на трение определяем по формуле (1) в Па.

Скорость движения воды в колонне диаметром d=76 мм по формуле (2)

в м/с.

Потери напора на трение при движении воды в колонне труб диаметром 76 мм определим по формуле (1) в Па.

Исходные данные