Файл: Куряшов, А. А. Фирсин разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений учебное пособие Казань Издательство книту 2020 Copyright ооо цкб бибком & ооо Aгентство KнигаCервис.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 112
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
50 При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи (рис. 5.6). Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру. При водонапорном режиме законтурное заводнение применяют в том случае, если естественный напор краевых вод не обеспечивает сохранение пластового давления, необходимого для нормальной эксплуатации скважин при запланированных объемах добычи нефти. Применяется
- для пластов, сложенных однородными песками или песчаниками, с хорошей проницаемостью и не осложненных нарушениями.
- при водонапорном режиме в том случае, если естественный напор краевых вод не обеспечивает сохранение пластового давления, необходимого для нормальной эксплуатации скважин. Не рекомендуется применять
- в пластах, сложенных известняками, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.
- при добыче высоковязкой нефти процесс закачки воды в пласт также может быть малоэффективным, потому что менее вязкая по сравнению с нефтью вода при движении в пласте будет обгонять нефть, прорываться к отдельным скважинами преждевременно обводнять их. Достоинства создается искусственный контур питания залежи энергией, приближенный к зоне ее разработки, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти и, следовательно, для интенсификации разработки залежи. Осложнения
- приближение нагнетательных скважин к эксплуатационным может вызвать быстрое и неравномерное обводнение залежи, вследствие чего, в ней остается большой объем нефти.
- чрезмерное удаление нагнетательных скважин от эксплуатационных, благоприятное сточки зрения равномерности продвижения воды по всему периметру залежи, может сделать искусственный контур питания малоэффективным. Для однородных пластов расстояние от нагнетательного ряда скважин до внешнего ряда эксплуатационных принимают не болеем, а для неоднородных пластов с низкой проницаемостью –
600–700 м.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
51 На месторождениях, разрабатываемых при помощи законтурного заводнения, высокий уровень текущей добычи нефти сохраняется длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума.
Приконтурное заводнение Применяется
- при плохой проницаемости пород нагнетательные скважины располагают в водонефтяной зоне пласта внутри контура в более проницаемых частях залежи,
- при разработке только таких залежей, размеры которых позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, ноне больше двух, трех и как максимум четырех рядов скважин на каждую линию нагнетания. Так как повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2–3 близлежащих ряда эксплуатационных скважин. При применяемых в настоящее время расстояниях между рядами эксплуатационных скважин (500–800 м) для одновременного разбури- вания всей площади залежи нужно, чтобы ее ширина в пределах внутреннего контура нефтеносности была не больше 4–5 км.
Внутриконтурное заводнение (сочетание законтурного и внутрикон- турного заводнений), сущность которого заключается в том, что площадь залежи расчленяется (разрезается) на отдельные участки рядами нагнетательных скважин (рис. 5.7). При закачке воды в пласте по линии размещения нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки отдельные очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый Рис. 5.7. Схема внутриконтурного заводнения 1 – нагнетательные скважины 2 – эксплуатационные скважины
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
52 фронт, продвижение которого можно регулировать также, как и приза- контурном заводнении. Эксплуатационные скважины располагают рядами так, чтобы фронту поступающей воды противостоял фронт ее отбора. Расстояние между рядами эксплуатационных скважин и между скважинами в рядах устанавливают с учетом особенности геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади. Таким образом, разработку каждой площади можно осуществлять по всей системе размещения эксплуатационных скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади. Применяется при разработке значительных по площади нефтяных залежей.
Достоинства. Возможность начинать разработку залежи с любой площади, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади, наиболее богатые по запасам. Применение с самого начала разработки позволяет
- резко улучшить технико-экономические показатели за счет повышения объемов текущего отбора нефти
- сократить срок их разработки- уменьшить плотность сеток скважин.
Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на Ро- машкинском нефтяном месторождении в Татарстана, разработка которого началась в 1952 г. Девонская залежь этого месторождения была расчленена рядами нагнетательных скважин более чем на 20 обособленных эксплуатационных площадей. В процессе разработки Ромашкинского месторождения увеличение давления нагнетания на некоторых площадях позволило использовать более редкие сетки скважин, чем это было предусмотрено проектом, и разбурить данное месторождение с меньшим числом эксплуатационных скважин. С целью интенсификации разработки было предусмотрено дополнительное разрезание залежи увеличение давления на линиях нагнетания на 20–30 % выше начального пластового давления обеспечение дифференцированного, давления нагнетания по разным горизонтам. В Куйбышевской области на Мухановском и Покровском месторождениях законтурное заводнение оказалось малоэффективным. Поэтому был осуществлен переход на внутриконтурное заводнение с разрезанием залежи на отдельные блоки рядами нагнетательных скважин ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
53 Этот способ в дополнение к законтурному осуществлен на Туй- мазиноком, Серафимовском, Шкаповском и Арланском месторождениях в Башкирии и практически на всех месторождениях в Западной Сибири и Западном Казахстане. Применение внутриконтурного заводнения на нефтяных месторождениях с самого начала их разработки позволяет резко улучшить технико-экономические показатели за счет повышения объемов текущего отбора нефти, сокращения срока их разработки и уменьшения плотности сеток скважин. Комбинированные методы.В ряде случаев для интенсификации процесса разработки применяют комбинацию законтурного или при- контурного заводнения с внутриконтурным центральным заводнением. Среди систем центрального заводнения различают
1. Осевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры риса. Кольцевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по кольцу, причем залежь нефти расчленяется на две неравные площади меньшую – центральную и большую – кольцевую (рис. б. Рис. 5.8. Схема осевого (аи кольцевого (б) заводнений:
1 – нагнетательные скважины 2 – эксплуатационные скважины
3. Очаговое заводнение характеризуется расположением, нагнетательных скважин на участках с линзовидными пропластками, в которых имеются неизвлеченные запасы нефти.
4. Площадное заводнение, площадная закачка газа или воздуха.
При этом нагнетательные скважины располагаются непосредственно
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
54 в нефтяной зоне между эксплуатационными скважинами. Обычно в качестве нагнетательных используют нефтяные скважины или скважины, выбывшие из эксплуатации по тем или иным причинам. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех, пяти, семи- и девятиточеч- ным системам (рис. 5.10). Для получения большего эффекта площадное заводнение следует проводить в условиях равномерного и повсеместного, воздействия на залежь нагнетаемой воды. Нагнетательные скважины в пределах сетки размещают равномерно по площади с таким расчетом, чтобы на каждую из них приходилась ограниченная ее часть, в пределах которой можно контролировать распространение нагнетаемой воды. В зависимости от принятой геометрической сетки размещения скважин на площади применяют ту или иную схему площадного заводнения. Так, квадратной сетке размещения скважин соответствует так называемая пятиточечная схема (рис. б, при которой в центре квадрата, составленного нагнетательными скважинами, располагается эксплуатационная скважина. Каждая нагнетательная скважина при этом обслуживает также четыре эксплуатационные скважины, те. общее соотношение нагнетательных и эксплуатационных скважин равно 1:1. Рис. 5.10. Основные схемы площадного заводнения а – четырехточечная, б – пятиточечная, в – семиточечная, г – девятиточечная; 1 – добывающие скважины, 2 – нагнетательные скважины
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
55 При треугольной сетке размещения скважин осуществляется се- миточечная схема (рис. в, при которой в центре шестиугольника, составленного нагнетательными скважинами, располагается эксплуатационная скважина. Каждая нагнетательная скважина обслуживает, таким образом, три эксплуатационные, и общее соотношение эксплуатационных и нагнетательных скважин равно 1:2. Так, в четырехточечной системе (рис. 5.10) соотношение между нефтедобывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятито- чечной системе – 1:1, при семиточечной системе – 1:2, при девятито- чечной системе – 1:3. Таким образом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы. И при той, и при другой схемах распространение нагнетаемой воды локализуется направлениями к эксплуатационным скважинам, что в условиях равномерной сетки скважин делает процесс полностью контролируемым. Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки. Применение
- залежи, характеризующиеся минимальной нефтеотдачей в процессе первичной стадии их разработки, те. работающие в режиме растворенного газа
- наличие в пласте достаточного количества неизвлеченной нефти
- спокойное и пологое залегание пластов, без нарушений и тектонической перебитости залежи
- однородность литологического состава и проницаемости пород пласта
- небольшая вязкость нефти- небольшая мощность продуктивного пласта.
Ограничения:
- необходимость равномерного размещения скважин при площадном заводнении связано с бурением новых скважин. Поэтому с увеличением глубин скважин ограничивается эффективность процесса.
- экономическое – при глубинах свыше 800 м стоимость бурения новых скважин неэффективна ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
56
- геологическое – при глубинах меньшем нагнетание воды может сопровождаться расслоением пород в связи с небольшой величиной горного давления это способствует бесконтрольным прорывам воды. Поэтому применение площадного заводнения наиболее целесообразно при глубинах от 150 дом. Распространенность этого метода обусловливается в основном высокой нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. Так как плотность воды больше, чем плотность нефти, то нагнетаемая вода будет стремиться проходить по нижней части пласта (в истощенном пласте нижняя часть всегда больше насыщена нефтью по сравнению с верхней. Кроме того, вода, продвигаясь по пласту, заполняет поры породы и, смачивая пески, освобождает даже ту нефть, которая удерживается в породе прилипанием, те. силами молекулярного притяжения. Следует, однако, отметить, что при бессистемном заводнении залежи эффект может оказаться отрицательным при неравномерном обводнении площади образуются потерянные целики нефти, которые трудно выявить и, следовательно, ввести в эксплуатацию.
В условиях неоднородного пласта как по разрезу, таки по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам поболее проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов. Очаговое заводнение – это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнений. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом строении продуктивного пласта очаговое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения. Избирательная система заводненияявляется разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью. При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной или четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям,
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
57 предъявляемым к нефтедобывающими нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как нефтедобывающую, но и как водонагнетательную. Детальным изучением разрезав скважинах поданным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними. Избирательная система с успехом применена на месторождениях
Татарстана. Барьерное заводнение При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. В связи стем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном месторождении Карадаг Азербайджанской ССР. Давление нагнетания зависит главным образом
- от объема нагнетаемой воды- проницаемости пород.
Следует учитывать, что с увеличением темпов закачки воды сроки вытеснения нефти не всегда сокращаются. Часто происходит прорыв воды в каком-либо направлении и увеличивается ее удельный расход. Поэтому оптимальные скорости процесса следует определять опытным путем в каждом конкретном случае. При установившемся процессе (после заполнения всех пустот в породе жидкой фазой) количество нагнетаемой воды можно принять равным количеству жидкости, добываемой в единицу времени.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
58 Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения сопровождается с самого начала разработки прогрессирующим обводнением добывающих скважин и извлечением вместе с нефтью больших объемов закачиваемой воды. Большинство нефтяных месторождений обводняются закачиваемой водой неравномерно, в связи с высокой зональной и послойной неоднородностью нефтяных пластов. Вода в первую очередь прорывается по наиболее проницаемым слоям к добывающим скважинам, оставляя целики нефти по площади и разрезу залежей, обводняя добывающие скважины. Огромные объемы извлекаемой воды затрудняют процесс добычи и подготовки нефти. В среднем по России в нефтяной отрасли водонефтяной фактор количество воды в м, закачиваемой на извлечение одной тонны нефти) составляет 5,4, а по многим месторождениям Татарстана, Баш- кортостана, Самарской области и других, находящимся на поздней стадии разработки, он достигает 12. Процесс разработки залежей со сложным геологическим строением с применением заводнения, как правило, протекает весьма неэффективно. При обычном заводнении нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоями зонам, оставляя участки с невытесненной нефтью. Коэффициент охвата пластов вытеснением при этом невысокий (от 30 до 50 %). Дополнительный охват продуктивного пласта заводнением не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных зон и участков позволяет увеличивать темпы нефтедобычи и коэффициенты нефтеизвлечения. Эта задача может быть решена за счет применения метода циклического (нестационарного) заводнения с изменением направления фильтрационных потоков. На современной стадии метод предусматривает переменное изменение режима нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин с целью создания в нем нестационарных перепадов давления, способствующих включению в работу прослоев, зон и участков коллекторов с пониженной проницаемостью, ранее не охваченных заводнением. Между участками с различной проницаемостью, как по площади, таки по разрезу, создаются дополнительные градиенты давления переменного направления, которые обуславливают перетоки жидкости между блоком и системами трещин, создаются условия для нарушения равновесия капиллярных сил. Эти процессы обеспечивают дополнительное вытеснение нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных прослоев и элементов, увеличивают коэффициент охвата и нефтеизвлечения.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
59 В период нагнетания воды (повышения пластового давления) она входит в поры блоков породы. При последующем отборе жидкости снижение пластового давления) вода, вошедшая в блоки, частично удерживается там за счет капиллярных сил, и нефть вытесняется из них в систему трещин за счет упругих сил. С целью интенсификации этого процесса совместно с ним применяют метод изменения фильтрационных потоков. Количество закачиваемой воды периодически распределяется таким образом, чтобы при цикле создавалось новое направление фильтрации в залежи. При этом происходит перераспределение давления с изменением линий тока от нагнетательных скважин к эксплуатационными вовлекаются в разработку слабо дренировавшиеся нефтена- сыщенные зоны. В результате уменьшается или стабилизируется обводненность добываемой жидкости и увеличиваются коэффициенты охвата и нефтеизвлечения. Применение метода возможно на всех месторождениях, где применяется обычное заводнение, нефтенасыщенные пласты которых характеризуются неоднородным геологическим строением. Метод применим как на ранней, таки на поздней стадии разработки.
5 . 5 . 2 . Водоснабжение Для поддержания пластового давления в залежи на одном уровне объем закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объема извлекаемых из пласта жидкости и газа. При расчете объема воды, необходимой для закачки, учитывают ее объем, перетекающий в законтурную часть пласта. Практикой установлено, что для большинства нефтяных месторождений, разрабатываемых с применением методов заводнения, в пласт следует нагнетать от 1,6 дом воды на каждую тонну извлекаемой нефти (жидкости, а при извлечении вместе с нефтью и пластовой воды, учитывать и ее объем. Если требуется не только поддержать, но и повысить пластовое давление, объем нагнетаемой воды должен быть еще большим. Число нагнетательных скважин, как при законтурном, таки при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачиваемой
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
60 воды зависит от поглотительной способности каждой скважины приданном давлении нагнетания. Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования. Давление на забое скважины при нагнетании в нее воды определяется по максимальному или оптимальному давлению, которое могут развивать применяемые насосы
Р
заб
= Р
наг
+ Р
ст
– Р
тр
, где Р
заб
– давление на забое скважины Р
наг давление на выкиде насоса Р
ст
– давление столба воды в скважине Р
тр
– потери давления на трение от насоса до забоя скважины. При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды
- пластовые воды, извлекаемые на поверхность из разрабатываемых залежей нефти.Количество добываемой вместе с нефтью воды обычно бывает недостаточным для полной компенсации отбора всей жидкости из залежи, особенно впервые периоды ее разработки, когда обводненность нефти еще небольшая. В большинстве случаев пластовые воды – лишь дополнительный источник водоснабжения
- речная вода – для месторождений, расположенных в районах с хорошо развитой системой рек
- из артезианских скважин, размещаемых в пойме этих рек- морская вода – для морских и расположенных вблизи моря месторождениях- глубинных водоносных горизонтов, если они имеются на площади разрабатываемого месторождения или вблизи от него. Природные и сточные воды могут содержать примеси органического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидрозакись
Fe(OH)
2
и гидроокись Fе(ОН)
3
железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать углеводороды, а также большое количество солей, доходящее до 300 гл. Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащиеся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать нежелательные соединения. Так, сульфато-восстанавливающие бактерии при
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
61 своей жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количестве до
100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разрушению трубопроводы, аппараты и оборудование. Сероводород вместе с углекислым газом может присутствовать в пластовых водах ив растворенном состоянии. Углекислый газ, находящийся вводе приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, чем интенсифицирует его коррозию. Растворенный в поверхностной воде кислород также является нежелательным компонентом, поскольку он является обязательным элементом реакции кислородной деполяризации, протекающей при электрохимической коррозии трубопроводов и оборудования. Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также может стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция CaSO
3
с метаном может образовываться сероводород. Требования к воде, предназначенной для закачки в пласт
1. Не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа. Однако единых стандартов на содержание вводе взвешенных частиц и железа, пригодных для всех месторождений, не существует. Предельное содержание механических примесей до 20–30 мг/л – для месторождений, пласты которых сложены песчаниками с развитой системой трещин, до 150 мг/л в период весеннего паводка. Содержание закисного железа вводе до 2 мг/л, нефти – до 50 мг/л. Сильная загрязненность воды приводит к тому, что в процессе закачки ее в пласт поры породы в призабойной зоне скважины постепенно закупориваются механическими взвесями. В результате этого поглотительная способность (приемистоть) скважины резко снижается вплоть до полного прекращения поглощения воды.
2. Не должна содержать сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования.
3. Не должна вступать с пластовой водой в химическое взаимодействие, сопровождающееся выпадением осадков, закупоривающих поры пласта.
4. Не должна содержать органических примесей (бактерий и водорослей. Большой опыт, накопленный в области заводнения нефтяных пластов, показывает, что подрусловые воды рек, артезианских скважин
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
62 и глубинных водоносных горизонтов во многих случаях удовлетворяют указанным выше требованиями их можно нагнетать в пласт без специальной обработки. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов
1. Коагуляция Укрупнение взвешенных частиц с образованием осаждающихся хлопьев называется коагуляцией. Содержащиеся в загрязненной воде взвешенные вещества чаще всего представляют собой частицы глины, ила и песка различных размеров, обычно мелкодисперсные. Эти взвеси при длительном отстое частично осаждаются, но большая же часть их находится вводе во взвешенном состоянии. Для осаждения мельчайших частичек на дне сосуда с целью осветления воды необходимо эти частички укрупнять. Коагулянт – сернокислый алюминий (иначе называемый сернокислым глиноземом) – нашел наиболее широкое применение в практике обработки воды. Количество коагулянта, добавляемого вводу для коагуляции взвесей, в каждом случае выбирают отдельно в зависимости от мутности воды и качества взвеси. Сернокислый алюминий (глинозем) взаимодействует с двууглекислыми солями кальция и магния, содержащимися вводе. Образующийся при этом хлопьевидный гидрат окиси алюминия оседает вводе и увлекает с собой частицы взвешенных веществ.
Al
2
(SO
4
)
3
+ 3Ca(HCO
3
)
2
= 3CaSO
4
+ 2Al(OH)
3
+ Коагулирование идет более интенсивно, если концентрация водородных ионов рН вводе больше 7. Для достижения такой концентрации воду подщелачивают гашеной известью Са(ОН)
2
. Оборудование для стадии коагуляции и последующего осветления вод
- устройства для растворения и дозировки коагулянта
- смесители для улучшения смешивания воды с реагентами
- камеры реакции, или хлопьеобразователи, предназначенные для улучшения условий образования хлопьев
- отстойники или осветлители.
- гравийные фильтры – окончательная очистка воды от взвешенных частиц после коагуляции и осветления.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
63
2. Декарбонизация – удаление карбонатов.
Отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут бикарбонатов кальция и магния Са(НСО
3
)
2
, Мg(НСO
3
)
2
. способствовать существенному снижению приемистости нагнетательных скважин. Наиболее распространенный способ декарбонизации воды заключается в подщелачивании ее гашеной известью раствором Са(ОН)
2
при коагуляции. Известь применяют также и для обезжелезивания воды.
3. Удаление солей железа. Содержание солей железа вводе может способствовать быстрому снижению приемистости нагнетательных скважин вследствие загрязнения их фильтрующих поверхностей железистыми осадками. Удаление этих солей осуществляется в градирнях аэрацией или известкованием естественных вод. Аэрацию применяют в том случае, когда соли железа вводе находятся в виде нестойкого бикарбоната, быстро распадающегося.
Fe(HCO
3
)
2
= Fe(OH)
2
+ Гидрат закиси железа при аэрации окисляется и выпадает в виде хлопьев гидрата окиси железа, который удаляют при фильтрации воды через песчаные фильтры. Если железо содержится вводе в виде солей сильных кислот, его удаляют известкованием
FeSO
4
+ Ca(OH)
2
= Fe(OH)
2
+ CaSO
4
4. Стабилизация воды. В закачиваемой воде могут содержаться соли железа, образовавшиеся в результате коррозии стальных труби резервуаров. Особенно часто происходит это в тех случаях, когда приемистость нагнетательных скважин небольшая, а закачиваемая вода длительное время находится в трубах и резервуарах. Химическая коррозия трубопроводов происходит вследствие присутствия вводе агрессивных газов (стимуляторов коррозии, кислорода, углекислоты и сероводорода. Под действием растворенного вводе кислорода на поверхности металла образуется пленка ржавчины, состоящая главным образом из окислов металла. Сероводород, содержащийся вводе, способствует резкому увеличению скорости коррозии, а свободная углекислота еще более усиливает процесс коррозии.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
64 Для борьбы с коррозией прибегают к стабилизации воды путем подкисления или подщелачивания, что значительно усложняет процесс водоподготовки. Поэтому в последнее время на промыслах прибегают к стабилизации воды путем добавления в нее гексаметафосфата натрия
(Nа
3
РОз)
6
. Количество этого реагента составляет примерно 5 мг/л. При этом на стенках труб образуется железо-фосфатная пленка, предотвращающая коррозию труби зарастание их карбонатом кальция. Общая технологическая схема водоподготовки предусматривает
1) умягчение пластовой воды известью) коагуляцию) обезжелезивание (для поверхностных вод не применяется) отстаивание) фильтрацию.
Рис. 5.11. Принципиальная схема водоочистной станции
1 – насос первого подъема 2 – дозирующее устройство
3 – смеситель 4 – осветлитель; 5 – фильтр 6 – резервуара
7 – насос второго подъема Пластовую воду сначала очищают от нефти в нефтеловушке. На рис. 5.11 показана схема водоочистной станции при использовании для нагнетания в пласт воды из открытых водоемов. Вода из водоема насосами 1 первого подъема подается в смеситель 3 и дозируется необходимым количеством коагулянта из дозирующего устройства 2. Затем она попадает в осветлитель 4, в котором оседает основное количество взвешенных частиц, и выходит с небольшим содержанием механических примесей, которые задерживаются в фильтрах 5. Очищенная
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
65 вода накапливается в резервуарах 6, из которых насосами 7 второго подъема направляется на кустовые насосные станции и далее распределяется по нагнетательным скважинам. В зависимости от свойств воды схема подготовки ее может быть различной. Сточные воды нефтегазодобывающих предприятий. В условиях существенного дефицита в водоресурсах на многих нефтяных месторождениях целесообразнее использовать сточные воды в системе заводнения нефтяных пластов. По химическому составу эти воды представляют собой высокоминерализованные рассолы с большим содержанием различных растворенных солей. Кроме того, в них содержатся включения нефти в виде пленки, газ (сероводород, углекислота, а также механические примеси – частицы песка, глины, окислы железа и т. д. Специальная подготовка промысловых сточных вод в больших объемах с целью последующего сброса их в поверхностные пресные водоемы технологически сложна. Сброс же неочищенных вод по санитарным условиям недопустим. Поэтому такие неочищенные воды закачивают в специальные скважины, пласты которых не имеют связи с подземными водами, используемыми для питьевых, бальнеологических и технологических целей. При этом эффективность процесса заводнения в значительной мере повышается, так как в меньшей степени разрушаются глинистые прослои слабосцементированных пластов и т. д. Кроме того, в сточной воде содержатся поверхностно-активные вещества, повышающие ее нефтевымывающие свойства. Однако промысловые сточные воды, как правило, обладают повышенными коррозионными свойствами. Поэтому при использовании их с целью заводнения приходится расходовать дополнительные средства для защиты оборудования и водоводов от коррозии. Технологические схемы очистки сточных вод
1. Приоткрытой системе подготовки (процесс происходит при контакте с воздухом, как правило, сооружают нефтеловушки, пруды- отстойники, насосные установки, а также открытые фильтры и т. д.
2. При закрытой системе все процессы очистки вод происходят в специальных герметизированных аппаратах и емкостях без контакта с воздухом.
3. Физико-химический метод применяют для очистки сточных вод, содержащих значительное количество солей железа и сероводород. При этом методе технологической схемой предусматривается
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
66
- грубая очистка воды в нефтеловушках и прудах-отстойниках от плавающей нефти и крупных механических частиц
- обработка сточной воды химическими реагентами (хлорное железо, сернокислый алюминий, известковое молоко) для коагуляции механической взвесив реакторах
- осветление в суспензионных отстойниках- очистка воды фильтрованием через песчаные, кварцевые и другие фильтры. Схемы водоснабжения состоят
1) из водозаборных сооружений, предназначенных для забора воды из источников и подачи ее в водопроводную сеть или на водоочистную установку
2) водоочистной установки (если требуется очистка воды) сети магистральных и разводящих водоводов) насосных станций для подачи воды в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины
5) нагнетательных скважин.
При заборе воды непосредственно из реки водозаборные сооружения состоят из обычного деревянного или металлического оголовка прямоугольной формы, опускаемого на дно водоема в этот оголовок опускается приемная труба насоса, подающего воду в систему законтурного заводнения. В большинстве случаев водозаборы делают закрытого типа с использованием подрусловых вод. Для этого в пойме реки бурят мелкие скважины глубиной 10–30 м скважины пересекают верхние водоносные слои, обычно состоящие из галечника и песка и питающиеся водами этой реки. Подрусловый слой галечника и песка является прекрасным естественным фильтром, и вода, получаемая из подрусловых скважин, почти не содержит механических примесей.
Кустовые насосные станции предназначены для непосредственной закачки воды в пласт через нагнетательные скважины. Эти станции оборудуются мощными многоступенчатыми центробежными насосами высокого давления производительностью домчи с напором 10–20 МПа (100–200 кгс/см
2
). В зависимости от числа установленных насосов (и с учетом резерва) обычная рабочая производительность одной кустовой станции составляет 4–10 тыс. м
3
воды в сутки. Каждая кустовая станция обслуживает до 20 нагнетательных скважин.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
67 Вода распределяется по нагнетательным скважинам через водораспределительные батареи устанавливаемые на каждой кустовой станции. Через батареи регулируется подача воды в каждую скважину установленные на них диафрагменные счетчики замеряют и учитывают закачиваемую воду. В последние годы применяются БКНС (блочные кустовые насосные станции, оборудованные центробежными насосами с давлением на линии нагнетания от 10,0 до 20 МПа с электродвигателями СТД (синхронный трехфазный двигатель, с потребляемой мощностью от 750 до
1500 кВт. Достоинство блочных КНС в том, что они изготавливаются в заводских условиях, а монтируются на местах их применения, что значительно сокращает время строительства, повышается качество строительства, снижаются капитальные вложения и т. д. (рис. 5.12). Рис. Схема блочной кустовой насосной станции
1, 2 – приемный коллектор 3, 8, 9 – задвижки
4 – центробежный насос 5 – электородвигатель; 6 – расходомеры
7 – коллектор-распределитель Насосное и вспомогательное оборудование размещается в вагончиках, которые соединяются между собой, создавая единое помещение. Работают БКНС следующим образом (рис. 5.12). Вода из магистрального водовода 1 поступает в приемный коллектор 2, откуда подается
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
68 к центробежным насосам 4, которые приводятся в движение электродвигателем. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки 3, вода поступает в высоконапорный коллектор-распределитель 7 (давление здесь доходит до 9,5–19 мПа). Из этого коллектора через задвижки
8 и 9 и расходомеры 6 вода подается в нагнетательные скважины. На случай аварийных ситуаций в системе БКНС предусмотрены металлические м резервуары. В схеме БКНС имеется возможность промывки скважин и разводящих водоводов изливом, а также дренажем призабойной зоны для очистки ее от кольматирующего материала методом многократных и кратковременных изливов. Современные БКНС полностью автоматизированы и работают без обслуживающего персонала. При наличии в разрезе нефтяного месторождения мощных водоносных пластов с большими запасами воды для заводнения нефтяных пластов целесообразно использовать эти глубинные воды. Они, как правило, не требуют специальной очистки. Вода, поступающая самоизливом из водозаборных скважин, направляется вот- стойники-сепараторы кустовой насосной станции, откуда насосами подается по разводящим напорным водоводам в нагнетательные скважины. В отстойниках вода отделяется от газа и песка. Эффективным способом использования глубинных вод водо- носых горизонтов в системах внут- риконтурного заводнения может быть внутрискважинный переток рис. 5.13) этих вод в нагнетательных скважинах из водоносного го-
Рис. 5.13. Схема внутрискважинного принудительного перетока
1 – расходомер 2 – ЭЦН;
3 – водоносный горизонт
4 – пакер; 5 – насосно- компрессорные трубы
6 – продуктивный пласт
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
69 ризонта в эксплуатируемый нефтяной. Для этих целей также используют погружные центробежные электронасосы. Глубинные воды водоносных горизонтов широко используются в системах заводнения нефтяных пластов на месторождениях Западной Сибири. Для осуществления внутрискважинного принудительного перетока нефтеносный и водоносный пласты разобщаются между собой па- кером 4. Вблизи устья скважины на насосно-компрессорных трубах устанавливается перевернутый погружной ЭЦН 2. Вода из водоносного горизонта 3 отбирается по межтрубному пространству и по насосно- компрессорным трубам 5 с помощью насоса закачивается в продуктивный пласт 6 той же скважины. Объем закачиваемой воды в продуктивный нефтяной пласт осуществляется по расходомеру 1.
5 . 5 . 3 . Нагнетание газа или воздуха Сжатый газ или воздух нагнетают в газовую шапку или, если ее нет, в повышенную купольную часть (искусственное создание газовой шапки и тем самым превращение режима работы залежи в газонапорный. Применение
- пласты с крутыми углами падения
- пласты, имеющие хорошую проницаемость и однородность состава пород
- пласты, насыщенные маловязкой нефтью.
Количествонагнетаемого газа должно быть таким, чтобы заданное пластовое давление сохранялось длительное время. В идеальном случае это количество в пластовых условиях должно равняться объему извлекаемой из пласта продукции (нефть, газ, вода) или быть даже больше этого объема. Практически можно считать нормальным, если в каждую скважину нагнетается от 10 до 25 тыс. м газа в сутки. Ограничения Процесс поддержания пластового давления путем закачки в пласт с самого начала его разработки газа или воздуха требует строительства мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитанными на высокое давление.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
70 Давление нагнетания должно быть на 10–20 % выше пластового давления. Поэтому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового давления на уровне, который может быть обеспечен давлением стандартных, выпускаемых промышленностью компрессоров МПа, те. закачку газа в пласт начинают на более поздней стадии разработки пласта. Воздух как рабочий агент имеет некоторые положительные свойства- хуже растворяется в нефти- является по сравнению с газом лучшим проталкивающим нефть агентом. Отрицательные свойства воздуха как рабочего агента следующие) длительное соприкосновение нефти с воздухом может привести к частичному окислению нефти и ухудшению ее подвижности
2) смешение воздуха с пластовым газом приводит, к уменьшению калорийности последнего
3) выпуск в атмосферу сильно загрязненного в эксплуатационных скважинах газа воздухом приводит к потере, ценных бензиновых фракций
4) при очень сильном обогащении воздухом извлекаемого газа использование последнего сопряжено с опасностью получения взрывоопасных смесей
5) воздействие кислорода воздуха, особенно в присутствии воды,
приводит к усиленной коррозии. Площадная закачка газа (воздуха) в пласт При этом методе добычи нефти принцип размещения скважин по площади такой же, как и при площадном заводнении. Нормы закачки газа или воздуха на одну нагнетательную скважину устанавливают опытным путем в пределах 2000–5000 м
3
/сут при мощности пласта не болеем. Чрезмерная интенсивность нагнетания рабочего агента может привести к бесполезным его прорывам в каком- либо одном направлении. Контроль за процессом закачки Для предотвращения прорывов рабочего агента принимают следующие меры
1) регулируют отбор нефти в эксплуатационных скважинах,
в направлении которых намечается прорыв, вплоть довременного закрытия этих скважин
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2) производят временную подкачку воды в нагнетательные скважины, являющиеся очагами прорывов газа
3) сокращают объем нагнетания газа в отдельных скважинах вплоть до перевода их в эксплуатационные при оборудовании под нагнетание других скважин.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
71
72
6 . РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ ИГА З ОКОН ДЕ НС АТ Н Ы ХМ ЕСТ О РОЖДЕН И Й
Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений обусловлены отличием физических свойств газа и конденсата от соответствующих свойств нефти гораздо меньшими вязкостью и плотностью, и значительной сжимаемостью. Добытую из недр нефть перед переработкой ее на заводах можно в случае необходимости длительное время хранить в емкостях, распо- ложенныхна нефтедобывающих площадях, на трассах нефтепроводов и на самих заводах. Извлеченный жена поверхность газ следует тут же направлять в магистральный газопровод или местным потребителям. Следовательно, в большинстве случаев основной особенностью разработки газовых месторождений является неразрывная связь всех элементов в системе пласт – скважины – газосборные сети на промысле магистральный газопровод. Вследствие небольшой вязкости газ очень подвижен. Поэтому при разработке газовых пластов теоретически можно получить полную отдачу газа. Если пласт не разобщен, то весь газ из него мог бы быть отобран через одну скважину. Однако вследствие ограниченной пропускной способности скважин и необходимости снижения по техническими геологическим причинам их дебитов на месторождении следует пробурить не одну, а несколько скважин, исчисляемых иногда десятками и даже сотнями в зависимости от площади газового месторождения. Газоконденсатные месторождения, залегающие на глубинах болеем, характеризуются тем, что содержащиеся в них углеводородные смеси находятся в однофазном и (реже) в двухфазном состояниях. В газоконденсатных залежах в газообразом состоянии могут находиться даже высококипящие углеводороды с температурой кипения
300–400 СВ определенном диапазоне давлений и температур этим углеводородным смесям свойственны явления обратной конденсации и испарения. При разработке газоконденсатного месторождения по мере падения давления в нем из газа начинает выделяться конденсат. В первую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты, а затем все более легкие. Давление, при котором выпадает наибольшее количество конденсата, называется давлением максимальной конденсации.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
73 Конденсат из жирного газа имеет относительную плотность 0,6–
0,8, температуру начала кипения от 18 до 50 С, температуру конца кипения от 140 до 340 С. Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором. Этот фактор показывает отношение количества добытого газа к количеству полученного конденсата, улавливаемого в сепараторах. Чем богаче газ конденсатом, тем меньше газоконденсатный фактор. Для разрабатываемых газоконденсатных месторождений газоконденсатный фактор колеблется от 2000 до 250 000 см
3
/м
3
Величина, обратная газоконденсатному фактору, составляет выход конденсата и выражается в см
3
/м
3
. Значение ее в соответствии сиз- менениями газоконденсатного фактора может изменяться от 40 до
600 см
3
/м
3
Конденсат может выделяться как на поверхности из добытого газа, таки в пласте при снижении давления. В последнем случае конденсат впитывается породой пласта и значительная часть его может остаться в пласте безвозвратно. Для предотвращения этого явления газоконденсатное месторождение должно разрабатываться с поддержанием пластового давления. Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений представляют собой комплексное осуществление двух взаимосвязанных, но технологически различных процессов — добычу конденсат- ного газа и его переработку, те. строительство и эксплуатацию газоконденсатного завода и компрессорной станции высокого давления для обратной закачки сухого газа в пласт.
6 . 1 . Режимы разработки залежей природного газа ига з окон де нс ат а Обычно выделяют два основных вида режимов разработки залежей природного газа
- газовый режим, при котором краевые воды в залежь не внедряются вообще или внедряются в количестве, не влияющем на характер
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
74 снижения давления (это возможно для гидродинамически изолированных залежей, экранированных тектоническими нарушениями или зонами фациального замещения коллекторов глинами
- водонапорный режим, при котором внедрение вод поддерживает пластовое давление, замедляет темп его снижения и тем существеннее, чем интенсивнее внедряется вода. В большинстве случаев режимы разработки месторождений близки к газовым (сеноманские залежи гигантских месторождений севера Западной Сибири и др) или упруговодонапорным разной активности (газоконденсатные месторождения Краснодарского края, Украины, Средней Азии. В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять три основных этапа – нарастающей, постоянной и падающей добычи. При разработке месторождения на газовом режиме стремятся наиболее рационально использовать естественную пластовую энергию расширяющегося газа. При упруговодонапорном режиме разработки в результате прогрессирующего наступления контурных и подошвенных вод происходит постепенное обводнение фонда добывающих скважин. Это вызывает усложнение процесса разработки, поскольку возникает необходимость управления движением в пласте не только газа, но и воды. В такой ситуации стремятся выравнивать фронт внедряющейся воды и замедлить ее наступление за счет регулирования отборов добывающих скважин и ввода дополнительных скважин для компенсирова- ния снижения общего уровня добычи в результате обводнения. Разработка газоконденсатных месторождений имеет существенные отличия от процесса разработки чисто газовых месторождений. При разработке газоконденсатного месторождения на режиме истощения, который сопровождается снижением пластового давления по мере отбора газа, происходит выпадение ретроградного конденсата. Выпадение конденсата вызывает огромные потери ценного углеводородного сырья, в некоторых случаях по объему сравнимые с начальными запасами некоторых нефтяных месторождений. При этом в пласте может остаться до 30–70 % запасов ретроградного газового конденсата. Насыщение пор пласта жидким конденсатом приводит к увеличению фильтрационного сопротивления, а значит и к увеличению потерь давления при движении газа в пласте.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
50 При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи (рис. 5.6). Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру. При водонапорном режиме законтурное заводнение применяют в том случае, если естественный напор краевых вод не обеспечивает сохранение пластового давления, необходимого для нормальной эксплуатации скважин при запланированных объемах добычи нефти. Применяется
- для пластов, сложенных однородными песками или песчаниками, с хорошей проницаемостью и не осложненных нарушениями.
- при водонапорном режиме в том случае, если естественный напор краевых вод не обеспечивает сохранение пластового давления, необходимого для нормальной эксплуатации скважин. Не рекомендуется применять
- в пластах, сложенных известняками, так как в них отдельные участки могут не сообщаться с остальной площадью системой каналов и трещин.
- при добыче высоковязкой нефти процесс закачки воды в пласт также может быть малоэффективным, потому что менее вязкая по сравнению с нефтью вода при движении в пласте будет обгонять нефть, прорываться к отдельным скважинами преждевременно обводнять их. Достоинства создается искусственный контур питания залежи энергией, приближенный к зоне ее разработки, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти и, следовательно, для интенсификации разработки залежи. Осложнения
- приближение нагнетательных скважин к эксплуатационным может вызвать быстрое и неравномерное обводнение залежи, вследствие чего, в ней остается большой объем нефти.
- чрезмерное удаление нагнетательных скважин от эксплуатационных, благоприятное сточки зрения равномерности продвижения воды по всему периметру залежи, может сделать искусственный контур питания малоэффективным. Для однородных пластов расстояние от нагнетательного ряда скважин до внешнего ряда эксплуатационных принимают не болеем, а для неоднородных пластов с низкой проницаемостью –
600–700 м.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
51 На месторождениях, разрабатываемых при помощи законтурного заводнения, высокий уровень текущей добычи нефти сохраняется длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума.
Приконтурное заводнение Применяется
- при плохой проницаемости пород нагнетательные скважины располагают в водонефтяной зоне пласта внутри контура в более проницаемых частях залежи,
- при разработке только таких залежей, размеры которых позволяют разместить на площади сразу все запроектированные ряды скважин, ноне больше двух, трех и как максимум четырех рядов скважин на каждую линию нагнетания. Так как повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2–3 близлежащих ряда эксплуатационных скважин. При применяемых в настоящее время расстояниях между рядами эксплуатационных скважин (500–800 м) для одновременного разбури- вания всей площади залежи нужно, чтобы ее ширина в пределах внутреннего контура нефтеносности была не больше 4–5 км.
Внутриконтурное заводнение (сочетание законтурного и внутрикон- турного заводнений), сущность которого заключается в том, что площадь залежи расчленяется (разрезается) на отдельные участки рядами нагнетательных скважин (рис. 5.7). При закачке воды в пласте по линии размещения нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки отдельные очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый Рис. 5.7. Схема внутриконтурного заводнения 1 – нагнетательные скважины 2 – эксплуатационные скважины
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
52 фронт, продвижение которого можно регулировать также, как и приза- контурном заводнении. Эксплуатационные скважины располагают рядами так, чтобы фронту поступающей воды противостоял фронт ее отбора. Расстояние между рядами эксплуатационных скважин и между скважинами в рядах устанавливают с учетом особенности геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади. Таким образом, разработку каждой площади можно осуществлять по всей системе размещения эксплуатационных скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади. Применяется при разработке значительных по площади нефтяных залежей.
Достоинства. Возможность начинать разработку залежи с любой площади, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади, наиболее богатые по запасам. Применение с самого начала разработки позволяет
- резко улучшить технико-экономические показатели за счет повышения объемов текущего отбора нефти
- сократить срок их разработки- уменьшить плотность сеток скважин.
Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на Ро- машкинском нефтяном месторождении в Татарстана, разработка которого началась в 1952 г. Девонская залежь этого месторождения была расчленена рядами нагнетательных скважин более чем на 20 обособленных эксплуатационных площадей. В процессе разработки Ромашкинского месторождения увеличение давления нагнетания на некоторых площадях позволило использовать более редкие сетки скважин, чем это было предусмотрено проектом, и разбурить данное месторождение с меньшим числом эксплуатационных скважин. С целью интенсификации разработки было предусмотрено дополнительное разрезание залежи увеличение давления на линиях нагнетания на 20–30 % выше начального пластового давления обеспечение дифференцированного, давления нагнетания по разным горизонтам. В Куйбышевской области на Мухановском и Покровском месторождениях законтурное заводнение оказалось малоэффективным. Поэтому был осуществлен переход на внутриконтурное заводнение с разрезанием залежи на отдельные блоки рядами нагнетательных скважин ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
53 Этот способ в дополнение к законтурному осуществлен на Туй- мазиноком, Серафимовском, Шкаповском и Арланском месторождениях в Башкирии и практически на всех месторождениях в Западной Сибири и Западном Казахстане. Применение внутриконтурного заводнения на нефтяных месторождениях с самого начала их разработки позволяет резко улучшить технико-экономические показатели за счет повышения объемов текущего отбора нефти, сокращения срока их разработки и уменьшения плотности сеток скважин. Комбинированные методы.В ряде случаев для интенсификации процесса разработки применяют комбинацию законтурного или при- контурного заводнения с внутриконтурным центральным заводнением. Среди систем центрального заводнения различают
1. Осевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры риса. Кольцевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по кольцу, причем залежь нефти расчленяется на две неравные площади меньшую – центральную и большую – кольцевую (рис. б. Рис. 5.8. Схема осевого (аи кольцевого (б) заводнений:
1 – нагнетательные скважины 2 – эксплуатационные скважины
3. Очаговое заводнение характеризуется расположением, нагнетательных скважин на участках с линзовидными пропластками, в которых имеются неизвлеченные запасы нефти.
4. Площадное заводнение, площадная закачка газа или воздуха.
При этом нагнетательные скважины располагаются непосредственно
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
54 в нефтяной зоне между эксплуатационными скважинами. Обычно в качестве нагнетательных используют нефтяные скважины или скважины, выбывшие из эксплуатации по тем или иным причинам. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех, пяти, семи- и девятиточеч- ным системам (рис. 5.10). Для получения большего эффекта площадное заводнение следует проводить в условиях равномерного и повсеместного, воздействия на залежь нагнетаемой воды. Нагнетательные скважины в пределах сетки размещают равномерно по площади с таким расчетом, чтобы на каждую из них приходилась ограниченная ее часть, в пределах которой можно контролировать распространение нагнетаемой воды. В зависимости от принятой геометрической сетки размещения скважин на площади применяют ту или иную схему площадного заводнения. Так, квадратной сетке размещения скважин соответствует так называемая пятиточечная схема (рис. б, при которой в центре квадрата, составленного нагнетательными скважинами, располагается эксплуатационная скважина. Каждая нагнетательная скважина при этом обслуживает также четыре эксплуатационные скважины, те. общее соотношение нагнетательных и эксплуатационных скважин равно 1:1. Рис. 5.10. Основные схемы площадного заводнения а – четырехточечная, б – пятиточечная, в – семиточечная, г – девятиточечная; 1 – добывающие скважины, 2 – нагнетательные скважины
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
55 При треугольной сетке размещения скважин осуществляется се- миточечная схема (рис. в, при которой в центре шестиугольника, составленного нагнетательными скважинами, располагается эксплуатационная скважина. Каждая нагнетательная скважина обслуживает, таким образом, три эксплуатационные, и общее соотношение эксплуатационных и нагнетательных скважин равно 1:2. Так, в четырехточечной системе (рис. 5.10) соотношение между нефтедобывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятито- чечной системе – 1:1, при семиточечной системе – 1:2, при девятито- чечной системе – 1:3. Таким образом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы. И при той, и при другой схемах распространение нагнетаемой воды локализуется направлениями к эксплуатационным скважинам, что в условиях равномерной сетки скважин делает процесс полностью контролируемым. Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки. Применение
- залежи, характеризующиеся минимальной нефтеотдачей в процессе первичной стадии их разработки, те. работающие в режиме растворенного газа
- наличие в пласте достаточного количества неизвлеченной нефти
- спокойное и пологое залегание пластов, без нарушений и тектонической перебитости залежи
- однородность литологического состава и проницаемости пород пласта
- небольшая вязкость нефти- небольшая мощность продуктивного пласта.
Ограничения:
- необходимость равномерного размещения скважин при площадном заводнении связано с бурением новых скважин. Поэтому с увеличением глубин скважин ограничивается эффективность процесса.
- экономическое – при глубинах свыше 800 м стоимость бурения новых скважин неэффективна ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
56
- геологическое – при глубинах меньшем нагнетание воды может сопровождаться расслоением пород в связи с небольшой величиной горного давления это способствует бесконтрольным прорывам воды. Поэтому применение площадного заводнения наиболее целесообразно при глубинах от 150 дом. Распространенность этого метода обусловливается в основном высокой нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. Так как плотность воды больше, чем плотность нефти, то нагнетаемая вода будет стремиться проходить по нижней части пласта (в истощенном пласте нижняя часть всегда больше насыщена нефтью по сравнению с верхней. Кроме того, вода, продвигаясь по пласту, заполняет поры породы и, смачивая пески, освобождает даже ту нефть, которая удерживается в породе прилипанием, те. силами молекулярного притяжения. Следует, однако, отметить, что при бессистемном заводнении залежи эффект может оказаться отрицательным при неравномерном обводнении площади образуются потерянные целики нефти, которые трудно выявить и, следовательно, ввести в эксплуатацию.
В условиях неоднородного пласта как по разрезу, таки по площади происходят преждевременные прорывы воды к добывающим скважинам поболее проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желательно применять при разработке более однородных пластов. Очаговое заводнение – это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнений. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом строении продуктивного пласта очаговое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения. Избирательная система заводненияявляется разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью. При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной или четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям,
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
57 предъявляемым к нефтедобывающими нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как нефтедобывающую, но и как водонагнетательную. Детальным изучением разрезав скважинах поданным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними. Избирательная система с успехом применена на месторождениях
Татарстана. Барьерное заводнение При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. В связи стем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном месторождении Карадаг Азербайджанской ССР. Давление нагнетания зависит главным образом
- от объема нагнетаемой воды- проницаемости пород.
Следует учитывать, что с увеличением темпов закачки воды сроки вытеснения нефти не всегда сокращаются. Часто происходит прорыв воды в каком-либо направлении и увеличивается ее удельный расход. Поэтому оптимальные скорости процесса следует определять опытным путем в каждом конкретном случае. При установившемся процессе (после заполнения всех пустот в породе жидкой фазой) количество нагнетаемой воды можно принять равным количеству жидкости, добываемой в единицу времени.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
58 Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения сопровождается с самого начала разработки прогрессирующим обводнением добывающих скважин и извлечением вместе с нефтью больших объемов закачиваемой воды. Большинство нефтяных месторождений обводняются закачиваемой водой неравномерно, в связи с высокой зональной и послойной неоднородностью нефтяных пластов. Вода в первую очередь прорывается по наиболее проницаемым слоям к добывающим скважинам, оставляя целики нефти по площади и разрезу залежей, обводняя добывающие скважины. Огромные объемы извлекаемой воды затрудняют процесс добычи и подготовки нефти. В среднем по России в нефтяной отрасли водонефтяной фактор количество воды в м, закачиваемой на извлечение одной тонны нефти) составляет 5,4, а по многим месторождениям Татарстана, Баш- кортостана, Самарской области и других, находящимся на поздней стадии разработки, он достигает 12. Процесс разработки залежей со сложным геологическим строением с применением заводнения, как правило, протекает весьма неэффективно. При обычном заводнении нагнетаемая вода прорывается к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоями зонам, оставляя участки с невытесненной нефтью. Коэффициент охвата пластов вытеснением при этом невысокий (от 30 до 50 %). Дополнительный охват продуктивного пласта заводнением не вовлеченных в разработку нефтенасыщенных зон и участков позволяет увеличивать темпы нефтедобычи и коэффициенты нефтеизвлечения. Эта задача может быть решена за счет применения метода циклического (нестационарного) заводнения с изменением направления фильтрационных потоков. На современной стадии метод предусматривает переменное изменение режима нагнетания воды в пласт по группам нагнетательных скважин с целью создания в нем нестационарных перепадов давления, способствующих включению в работу прослоев, зон и участков коллекторов с пониженной проницаемостью, ранее не охваченных заводнением. Между участками с различной проницаемостью, как по площади, таки по разрезу, создаются дополнительные градиенты давления переменного направления, которые обуславливают перетоки жидкости между блоком и системами трещин, создаются условия для нарушения равновесия капиллярных сил. Эти процессы обеспечивают дополнительное вытеснение нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных прослоев и элементов, увеличивают коэффициент охвата и нефтеизвлечения.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
59 В период нагнетания воды (повышения пластового давления) она входит в поры блоков породы. При последующем отборе жидкости снижение пластового давления) вода, вошедшая в блоки, частично удерживается там за счет капиллярных сил, и нефть вытесняется из них в систему трещин за счет упругих сил. С целью интенсификации этого процесса совместно с ним применяют метод изменения фильтрационных потоков. Количество закачиваемой воды периодически распределяется таким образом, чтобы при цикле создавалось новое направление фильтрации в залежи. При этом происходит перераспределение давления с изменением линий тока от нагнетательных скважин к эксплуатационными вовлекаются в разработку слабо дренировавшиеся нефтена- сыщенные зоны. В результате уменьшается или стабилизируется обводненность добываемой жидкости и увеличиваются коэффициенты охвата и нефтеизвлечения. Применение метода возможно на всех месторождениях, где применяется обычное заводнение, нефтенасыщенные пласты которых характеризуются неоднородным геологическим строением. Метод применим как на ранней, таки на поздней стадии разработки.
1 2 3 4 5 6 7 8
5 . 5 . 2 . Водоснабжение Для поддержания пластового давления в залежи на одном уровне объем закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объема извлекаемых из пласта жидкости и газа. При расчете объема воды, необходимой для закачки, учитывают ее объем, перетекающий в законтурную часть пласта. Практикой установлено, что для большинства нефтяных месторождений, разрабатываемых с применением методов заводнения, в пласт следует нагнетать от 1,6 дом воды на каждую тонну извлекаемой нефти (жидкости, а при извлечении вместе с нефтью и пластовой воды, учитывать и ее объем. Если требуется не только поддержать, но и повысить пластовое давление, объем нагнетаемой воды должен быть еще большим. Число нагнетательных скважин, как при законтурном, таки при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачиваемой
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
60 воды зависит от поглотительной способности каждой скважины приданном давлении нагнетания. Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования. Давление на забое скважины при нагнетании в нее воды определяется по максимальному или оптимальному давлению, которое могут развивать применяемые насосы
Р
заб
= Р
наг
+ Р
ст
– Р
тр
, где Р
заб
– давление на забое скважины Р
наг давление на выкиде насоса Р
ст
– давление столба воды в скважине Р
тр
– потери давления на трение от насоса до забоя скважины. При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды
- пластовые воды, извлекаемые на поверхность из разрабатываемых залежей нефти.Количество добываемой вместе с нефтью воды обычно бывает недостаточным для полной компенсации отбора всей жидкости из залежи, особенно впервые периоды ее разработки, когда обводненность нефти еще небольшая. В большинстве случаев пластовые воды – лишь дополнительный источник водоснабжения
- речная вода – для месторождений, расположенных в районах с хорошо развитой системой рек
- из артезианских скважин, размещаемых в пойме этих рек- морская вода – для морских и расположенных вблизи моря месторождениях- глубинных водоносных горизонтов, если они имеются на площади разрабатываемого месторождения или вблизи от него. Природные и сточные воды могут содержать примеси органического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидрозакись
Fe(OH)
2
и гидроокись Fе(ОН)
3
железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать углеводороды, а также большое количество солей, доходящее до 300 гл. Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащиеся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать нежелательные соединения. Так, сульфато-восстанавливающие бактерии при
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
61 своей жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количестве до
100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разрушению трубопроводы, аппараты и оборудование. Сероводород вместе с углекислым газом может присутствовать в пластовых водах ив растворенном состоянии. Углекислый газ, находящийся вводе приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, чем интенсифицирует его коррозию. Растворенный в поверхностной воде кислород также является нежелательным компонентом, поскольку он является обязательным элементом реакции кислородной деполяризации, протекающей при электрохимической коррозии трубопроводов и оборудования. Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также может стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция CaSO
3
с метаном может образовываться сероводород. Требования к воде, предназначенной для закачки в пласт
1. Не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа. Однако единых стандартов на содержание вводе взвешенных частиц и железа, пригодных для всех месторождений, не существует. Предельное содержание механических примесей до 20–30 мг/л – для месторождений, пласты которых сложены песчаниками с развитой системой трещин, до 150 мг/л в период весеннего паводка. Содержание закисного железа вводе до 2 мг/л, нефти – до 50 мг/л. Сильная загрязненность воды приводит к тому, что в процессе закачки ее в пласт поры породы в призабойной зоне скважины постепенно закупориваются механическими взвесями. В результате этого поглотительная способность (приемистоть) скважины резко снижается вплоть до полного прекращения поглощения воды.
2. Не должна содержать сероводорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования.
3. Не должна вступать с пластовой водой в химическое взаимодействие, сопровождающееся выпадением осадков, закупоривающих поры пласта.
4. Не должна содержать органических примесей (бактерий и водорослей. Большой опыт, накопленный в области заводнения нефтяных пластов, показывает, что подрусловые воды рек, артезианских скважин
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
62 и глубинных водоносных горизонтов во многих случаях удовлетворяют указанным выше требованиями их можно нагнетать в пласт без специальной обработки. Подготовка воды для заводнения нефтяных пластов
1. Коагуляция Укрупнение взвешенных частиц с образованием осаждающихся хлопьев называется коагуляцией. Содержащиеся в загрязненной воде взвешенные вещества чаще всего представляют собой частицы глины, ила и песка различных размеров, обычно мелкодисперсные. Эти взвеси при длительном отстое частично осаждаются, но большая же часть их находится вводе во взвешенном состоянии. Для осаждения мельчайших частичек на дне сосуда с целью осветления воды необходимо эти частички укрупнять. Коагулянт – сернокислый алюминий (иначе называемый сернокислым глиноземом) – нашел наиболее широкое применение в практике обработки воды. Количество коагулянта, добавляемого вводу для коагуляции взвесей, в каждом случае выбирают отдельно в зависимости от мутности воды и качества взвеси. Сернокислый алюминий (глинозем) взаимодействует с двууглекислыми солями кальция и магния, содержащимися вводе. Образующийся при этом хлопьевидный гидрат окиси алюминия оседает вводе и увлекает с собой частицы взвешенных веществ.
Al
2
(SO
4
)
3
+ 3Ca(HCO
3
)
2
= 3CaSO
4
+ 2Al(OH)
3
+ Коагулирование идет более интенсивно, если концентрация водородных ионов рН вводе больше 7. Для достижения такой концентрации воду подщелачивают гашеной известью Са(ОН)
2
. Оборудование для стадии коагуляции и последующего осветления вод
- устройства для растворения и дозировки коагулянта
- смесители для улучшения смешивания воды с реагентами
- камеры реакции, или хлопьеобразователи, предназначенные для улучшения условий образования хлопьев
- отстойники или осветлители.
- гравийные фильтры – окончательная очистка воды от взвешенных частиц после коагуляции и осветления.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
63
2. Декарбонизация – удаление карбонатов.
Отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут бикарбонатов кальция и магния Са(НСО
3
)
2
, Мg(НСO
3
)
2
. способствовать существенному снижению приемистости нагнетательных скважин. Наиболее распространенный способ декарбонизации воды заключается в подщелачивании ее гашеной известью раствором Са(ОН)
2
при коагуляции. Известь применяют также и для обезжелезивания воды.
3. Удаление солей железа. Содержание солей железа вводе может способствовать быстрому снижению приемистости нагнетательных скважин вследствие загрязнения их фильтрующих поверхностей железистыми осадками. Удаление этих солей осуществляется в градирнях аэрацией или известкованием естественных вод. Аэрацию применяют в том случае, когда соли железа вводе находятся в виде нестойкого бикарбоната, быстро распадающегося.
Fe(HCO
3
)
2
= Fe(OH)
2
+ Гидрат закиси железа при аэрации окисляется и выпадает в виде хлопьев гидрата окиси железа, который удаляют при фильтрации воды через песчаные фильтры. Если железо содержится вводе в виде солей сильных кислот, его удаляют известкованием
FeSO
4
+ Ca(OH)
2
= Fe(OH)
2
+ CaSO
4
4. Стабилизация воды. В закачиваемой воде могут содержаться соли железа, образовавшиеся в результате коррозии стальных труби резервуаров. Особенно часто происходит это в тех случаях, когда приемистость нагнетательных скважин небольшая, а закачиваемая вода длительное время находится в трубах и резервуарах. Химическая коррозия трубопроводов происходит вследствие присутствия вводе агрессивных газов (стимуляторов коррозии, кислорода, углекислоты и сероводорода. Под действием растворенного вводе кислорода на поверхности металла образуется пленка ржавчины, состоящая главным образом из окислов металла. Сероводород, содержащийся вводе, способствует резкому увеличению скорости коррозии, а свободная углекислота еще более усиливает процесс коррозии.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
64 Для борьбы с коррозией прибегают к стабилизации воды путем подкисления или подщелачивания, что значительно усложняет процесс водоподготовки. Поэтому в последнее время на промыслах прибегают к стабилизации воды путем добавления в нее гексаметафосфата натрия
(Nа
3
РОз)
6
. Количество этого реагента составляет примерно 5 мг/л. При этом на стенках труб образуется железо-фосфатная пленка, предотвращающая коррозию труби зарастание их карбонатом кальция. Общая технологическая схема водоподготовки предусматривает
1) умягчение пластовой воды известью) коагуляцию) обезжелезивание (для поверхностных вод не применяется) отстаивание) фильтрацию.
Рис. 5.11. Принципиальная схема водоочистной станции
1 – насос первого подъема 2 – дозирующее устройство
3 – смеситель 4 – осветлитель; 5 – фильтр 6 – резервуара
7 – насос второго подъема Пластовую воду сначала очищают от нефти в нефтеловушке. На рис. 5.11 показана схема водоочистной станции при использовании для нагнетания в пласт воды из открытых водоемов. Вода из водоема насосами 1 первого подъема подается в смеситель 3 и дозируется необходимым количеством коагулянта из дозирующего устройства 2. Затем она попадает в осветлитель 4, в котором оседает основное количество взвешенных частиц, и выходит с небольшим содержанием механических примесей, которые задерживаются в фильтрах 5. Очищенная
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
65 вода накапливается в резервуарах 6, из которых насосами 7 второго подъема направляется на кустовые насосные станции и далее распределяется по нагнетательным скважинам. В зависимости от свойств воды схема подготовки ее может быть различной. Сточные воды нефтегазодобывающих предприятий. В условиях существенного дефицита в водоресурсах на многих нефтяных месторождениях целесообразнее использовать сточные воды в системе заводнения нефтяных пластов. По химическому составу эти воды представляют собой высокоминерализованные рассолы с большим содержанием различных растворенных солей. Кроме того, в них содержатся включения нефти в виде пленки, газ (сероводород, углекислота, а также механические примеси – частицы песка, глины, окислы железа и т. д. Специальная подготовка промысловых сточных вод в больших объемах с целью последующего сброса их в поверхностные пресные водоемы технологически сложна. Сброс же неочищенных вод по санитарным условиям недопустим. Поэтому такие неочищенные воды закачивают в специальные скважины, пласты которых не имеют связи с подземными водами, используемыми для питьевых, бальнеологических и технологических целей. При этом эффективность процесса заводнения в значительной мере повышается, так как в меньшей степени разрушаются глинистые прослои слабосцементированных пластов и т. д. Кроме того, в сточной воде содержатся поверхностно-активные вещества, повышающие ее нефтевымывающие свойства. Однако промысловые сточные воды, как правило, обладают повышенными коррозионными свойствами. Поэтому при использовании их с целью заводнения приходится расходовать дополнительные средства для защиты оборудования и водоводов от коррозии. Технологические схемы очистки сточных вод
1. Приоткрытой системе подготовки (процесс происходит при контакте с воздухом, как правило, сооружают нефтеловушки, пруды- отстойники, насосные установки, а также открытые фильтры и т. д.
2. При закрытой системе все процессы очистки вод происходят в специальных герметизированных аппаратах и емкостях без контакта с воздухом.
3. Физико-химический метод применяют для очистки сточных вод, содержащих значительное количество солей железа и сероводород. При этом методе технологической схемой предусматривается
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
66
- грубая очистка воды в нефтеловушках и прудах-отстойниках от плавающей нефти и крупных механических частиц
- обработка сточной воды химическими реагентами (хлорное железо, сернокислый алюминий, известковое молоко) для коагуляции механической взвесив реакторах
- осветление в суспензионных отстойниках- очистка воды фильтрованием через песчаные, кварцевые и другие фильтры. Схемы водоснабжения состоят
1) из водозаборных сооружений, предназначенных для забора воды из источников и подачи ее в водопроводную сеть или на водоочистную установку
2) водоочистной установки (если требуется очистка воды) сети магистральных и разводящих водоводов) насосных станций для подачи воды в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины
5) нагнетательных скважин.
При заборе воды непосредственно из реки водозаборные сооружения состоят из обычного деревянного или металлического оголовка прямоугольной формы, опускаемого на дно водоема в этот оголовок опускается приемная труба насоса, подающего воду в систему законтурного заводнения. В большинстве случаев водозаборы делают закрытого типа с использованием подрусловых вод. Для этого в пойме реки бурят мелкие скважины глубиной 10–30 м скважины пересекают верхние водоносные слои, обычно состоящие из галечника и песка и питающиеся водами этой реки. Подрусловый слой галечника и песка является прекрасным естественным фильтром, и вода, получаемая из подрусловых скважин, почти не содержит механических примесей.
Кустовые насосные станции предназначены для непосредственной закачки воды в пласт через нагнетательные скважины. Эти станции оборудуются мощными многоступенчатыми центробежными насосами высокого давления производительностью домчи с напором 10–20 МПа (100–200 кгс/см
2
). В зависимости от числа установленных насосов (и с учетом резерва) обычная рабочая производительность одной кустовой станции составляет 4–10 тыс. м
3
воды в сутки. Каждая кустовая станция обслуживает до 20 нагнетательных скважин.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
67 Вода распределяется по нагнетательным скважинам через водораспределительные батареи устанавливаемые на каждой кустовой станции. Через батареи регулируется подача воды в каждую скважину установленные на них диафрагменные счетчики замеряют и учитывают закачиваемую воду. В последние годы применяются БКНС (блочные кустовые насосные станции, оборудованные центробежными насосами с давлением на линии нагнетания от 10,0 до 20 МПа с электродвигателями СТД (синхронный трехфазный двигатель, с потребляемой мощностью от 750 до
1500 кВт. Достоинство блочных КНС в том, что они изготавливаются в заводских условиях, а монтируются на местах их применения, что значительно сокращает время строительства, повышается качество строительства, снижаются капитальные вложения и т. д. (рис. 5.12). Рис. Схема блочной кустовой насосной станции
1, 2 – приемный коллектор 3, 8, 9 – задвижки
4 – центробежный насос 5 – электородвигатель; 6 – расходомеры
7 – коллектор-распределитель Насосное и вспомогательное оборудование размещается в вагончиках, которые соединяются между собой, создавая единое помещение. Работают БКНС следующим образом (рис. 5.12). Вода из магистрального водовода 1 поступает в приемный коллектор 2, откуда подается
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
68 к центробежным насосам 4, которые приводятся в движение электродвигателем. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки 3, вода поступает в высоконапорный коллектор-распределитель 7 (давление здесь доходит до 9,5–19 мПа). Из этого коллектора через задвижки
8 и 9 и расходомеры 6 вода подается в нагнетательные скважины. На случай аварийных ситуаций в системе БКНС предусмотрены металлические м резервуары. В схеме БКНС имеется возможность промывки скважин и разводящих водоводов изливом, а также дренажем призабойной зоны для очистки ее от кольматирующего материала методом многократных и кратковременных изливов. Современные БКНС полностью автоматизированы и работают без обслуживающего персонала. При наличии в разрезе нефтяного месторождения мощных водоносных пластов с большими запасами воды для заводнения нефтяных пластов целесообразно использовать эти глубинные воды. Они, как правило, не требуют специальной очистки. Вода, поступающая самоизливом из водозаборных скважин, направляется вот- стойники-сепараторы кустовой насосной станции, откуда насосами подается по разводящим напорным водоводам в нагнетательные скважины. В отстойниках вода отделяется от газа и песка. Эффективным способом использования глубинных вод водо- носых горизонтов в системах внут- риконтурного заводнения может быть внутрискважинный переток рис. 5.13) этих вод в нагнетательных скважинах из водоносного го-
Рис. 5.13. Схема внутрискважинного принудительного перетока
1 – расходомер 2 – ЭЦН;
3 – водоносный горизонт
4 – пакер; 5 – насосно- компрессорные трубы
6 – продуктивный пласт
1 2 3 4 5 6 7 8
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
69 ризонта в эксплуатируемый нефтяной. Для этих целей также используют погружные центробежные электронасосы. Глубинные воды водоносных горизонтов широко используются в системах заводнения нефтяных пластов на месторождениях Западной Сибири. Для осуществления внутрискважинного принудительного перетока нефтеносный и водоносный пласты разобщаются между собой па- кером 4. Вблизи устья скважины на насосно-компрессорных трубах устанавливается перевернутый погружной ЭЦН 2. Вода из водоносного горизонта 3 отбирается по межтрубному пространству и по насосно- компрессорным трубам 5 с помощью насоса закачивается в продуктивный пласт 6 той же скважины. Объем закачиваемой воды в продуктивный нефтяной пласт осуществляется по расходомеру 1.
5 . 5 . 3 . Нагнетание газа или воздуха Сжатый газ или воздух нагнетают в газовую шапку или, если ее нет, в повышенную купольную часть (искусственное создание газовой шапки и тем самым превращение режима работы залежи в газонапорный. Применение
- пласты с крутыми углами падения
- пласты, имеющие хорошую проницаемость и однородность состава пород
- пласты, насыщенные маловязкой нефтью.
Количествонагнетаемого газа должно быть таким, чтобы заданное пластовое давление сохранялось длительное время. В идеальном случае это количество в пластовых условиях должно равняться объему извлекаемой из пласта продукции (нефть, газ, вода) или быть даже больше этого объема. Практически можно считать нормальным, если в каждую скважину нагнетается от 10 до 25 тыс. м газа в сутки. Ограничения Процесс поддержания пластового давления путем закачки в пласт с самого начала его разработки газа или воздуха требует строительства мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитанными на высокое давление.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
70 Давление нагнетания должно быть на 10–20 % выше пластового давления. Поэтому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового давления на уровне, который может быть обеспечен давлением стандартных, выпускаемых промышленностью компрессоров МПа, те. закачку газа в пласт начинают на более поздней стадии разработки пласта. Воздух как рабочий агент имеет некоторые положительные свойства- хуже растворяется в нефти- является по сравнению с газом лучшим проталкивающим нефть агентом. Отрицательные свойства воздуха как рабочего агента следующие) длительное соприкосновение нефти с воздухом может привести к частичному окислению нефти и ухудшению ее подвижности
2) смешение воздуха с пластовым газом приводит, к уменьшению калорийности последнего
3) выпуск в атмосферу сильно загрязненного в эксплуатационных скважинах газа воздухом приводит к потере, ценных бензиновых фракций
4) при очень сильном обогащении воздухом извлекаемого газа использование последнего сопряжено с опасностью получения взрывоопасных смесей
5) воздействие кислорода воздуха, особенно в присутствии воды,
приводит к усиленной коррозии. Площадная закачка газа (воздуха) в пласт При этом методе добычи нефти принцип размещения скважин по площади такой же, как и при площадном заводнении. Нормы закачки газа или воздуха на одну нагнетательную скважину устанавливают опытным путем в пределах 2000–5000 м
3
/сут при мощности пласта не болеем. Чрезмерная интенсивность нагнетания рабочего агента может привести к бесполезным его прорывам в каком- либо одном направлении. Контроль за процессом закачки Для предотвращения прорывов рабочего агента принимают следующие меры
1) регулируют отбор нефти в эксплуатационных скважинах,
в направлении которых намечается прорыв, вплоть довременного закрытия этих скважин
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2) производят временную подкачку воды в нагнетательные скважины, являющиеся очагами прорывов газа
3) сокращают объем нагнетания газа в отдельных скважинах вплоть до перевода их в эксплуатационные при оборудовании под нагнетание других скважин.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
71
72
6 . РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ ИГА З ОКОН ДЕ НС АТ Н Ы ХМ ЕСТ О РОЖДЕН И Й
Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений обусловлены отличием физических свойств газа и конденсата от соответствующих свойств нефти гораздо меньшими вязкостью и плотностью, и значительной сжимаемостью. Добытую из недр нефть перед переработкой ее на заводах можно в случае необходимости длительное время хранить в емкостях, распо- ложенныхна нефтедобывающих площадях, на трассах нефтепроводов и на самих заводах. Извлеченный жена поверхность газ следует тут же направлять в магистральный газопровод или местным потребителям. Следовательно, в большинстве случаев основной особенностью разработки газовых месторождений является неразрывная связь всех элементов в системе пласт – скважины – газосборные сети на промысле магистральный газопровод. Вследствие небольшой вязкости газ очень подвижен. Поэтому при разработке газовых пластов теоретически можно получить полную отдачу газа. Если пласт не разобщен, то весь газ из него мог бы быть отобран через одну скважину. Однако вследствие ограниченной пропускной способности скважин и необходимости снижения по техническими геологическим причинам их дебитов на месторождении следует пробурить не одну, а несколько скважин, исчисляемых иногда десятками и даже сотнями в зависимости от площади газового месторождения. Газоконденсатные месторождения, залегающие на глубинах болеем, характеризуются тем, что содержащиеся в них углеводородные смеси находятся в однофазном и (реже) в двухфазном состояниях. В газоконденсатных залежах в газообразом состоянии могут находиться даже высококипящие углеводороды с температурой кипения
300–400 СВ определенном диапазоне давлений и температур этим углеводородным смесям свойственны явления обратной конденсации и испарения. При разработке газоконденсатного месторождения по мере падения давления в нем из газа начинает выделяться конденсат. В первую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты, а затем все более легкие. Давление, при котором выпадает наибольшее количество конденсата, называется давлением максимальной конденсации.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
73 Конденсат из жирного газа имеет относительную плотность 0,6–
0,8, температуру начала кипения от 18 до 50 С, температуру конца кипения от 140 до 340 С. Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором. Этот фактор показывает отношение количества добытого газа к количеству полученного конденсата, улавливаемого в сепараторах. Чем богаче газ конденсатом, тем меньше газоконденсатный фактор. Для разрабатываемых газоконденсатных месторождений газоконденсатный фактор колеблется от 2000 до 250 000 см
3
/м
3
Величина, обратная газоконденсатному фактору, составляет выход конденсата и выражается в см
3
/м
3
. Значение ее в соответствии сиз- менениями газоконденсатного фактора может изменяться от 40 до
600 см
3
/м
3
Конденсат может выделяться как на поверхности из добытого газа, таки в пласте при снижении давления. В последнем случае конденсат впитывается породой пласта и значительная часть его может остаться в пласте безвозвратно. Для предотвращения этого явления газоконденсатное месторождение должно разрабатываться с поддержанием пластового давления. Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений представляют собой комплексное осуществление двух взаимосвязанных, но технологически различных процессов — добычу конденсат- ного газа и его переработку, те. строительство и эксплуатацию газоконденсатного завода и компрессорной станции высокого давления для обратной закачки сухого газа в пласт.
6 . 1 . Режимы разработки залежей природного газа ига з окон де нс ат а Обычно выделяют два основных вида режимов разработки залежей природного газа
- газовый режим, при котором краевые воды в залежь не внедряются вообще или внедряются в количестве, не влияющем на характер
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
74 снижения давления (это возможно для гидродинамически изолированных залежей, экранированных тектоническими нарушениями или зонами фациального замещения коллекторов глинами
- водонапорный режим, при котором внедрение вод поддерживает пластовое давление, замедляет темп его снижения и тем существеннее, чем интенсивнее внедряется вода. В большинстве случаев режимы разработки месторождений близки к газовым (сеноманские залежи гигантских месторождений севера Западной Сибири и др) или упруговодонапорным разной активности (газоконденсатные месторождения Краснодарского края, Украины, Средней Азии. В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять три основных этапа – нарастающей, постоянной и падающей добычи. При разработке месторождения на газовом режиме стремятся наиболее рационально использовать естественную пластовую энергию расширяющегося газа. При упруговодонапорном режиме разработки в результате прогрессирующего наступления контурных и подошвенных вод происходит постепенное обводнение фонда добывающих скважин. Это вызывает усложнение процесса разработки, поскольку возникает необходимость управления движением в пласте не только газа, но и воды. В такой ситуации стремятся выравнивать фронт внедряющейся воды и замедлить ее наступление за счет регулирования отборов добывающих скважин и ввода дополнительных скважин для компенсирова- ния снижения общего уровня добычи в результате обводнения. Разработка газоконденсатных месторождений имеет существенные отличия от процесса разработки чисто газовых месторождений. При разработке газоконденсатного месторождения на режиме истощения, который сопровождается снижением пластового давления по мере отбора газа, происходит выпадение ретроградного конденсата. Выпадение конденсата вызывает огромные потери ценного углеводородного сырья, в некоторых случаях по объему сравнимые с начальными запасами некоторых нефтяных месторождений. При этом в пласте может остаться до 30–70 % запасов ретроградного газового конденсата. Насыщение пор пласта жидким конденсатом приводит к увеличению фильтрационного сопротивления, а значит и к увеличению потерь давления при движении газа в пласте.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»