Отчет о практике специальности "Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений"

снизу. Каждый направляющий аппарат осуществляет кратковременную разгрузку

осевых усилий в колесе посредством упора перемещающегося колеса в аппарат и

скольжения его по текстолитовой шайбе. Нижняя опора вала перенесена в узел

протектора.

Такая конструкция позволяет передавать осевые силы равномерно на все

направляющие аппараты. На вал практически действует сила от собственного

веса и сила осевого давления, достигающая у серийных насосов 400 Н

(разность сил со стороны нагнетания и всасывания). Часть осевой силы

компенсируется гидравлической пятой, на которой вал «подвешен» вверху. Пята

состоит из неподвижных и вращающихся колец.

Ротор, собранный совместно с направляющими аппаратами, образует пакет

ступеней, который после сборки вставляется в специальную трубу – корпус.

Диаметры корпуса современных насосов составляют 92, 103 и 114 мм, а длина

зависит от числа собранных в нем ступеней.

Корпус сверху заканчивается резьбой, с помощью которой он

присоединяется к колонне НКТ, и ловильной головкой, обеспечивающей захват

насоса при его падении в скважину.

Снизу корпус снабжен фильтром и присоединительными фланцами для

соединения с очередной секцией или протектором. Иногда насосы соединяются

со своими узлами с помощью быстросборных байонетных соединений.

Уплотнения в ЭЦН представлены сальником, расположенным в нижней части

насоса, состоящим из набора колец, выполненных из свинцовой ваты с

графитом. В связи с созданием новой гидрозащиты и функция сальника, которая

сводится к предотвращению попадания механических примесей из насоса в

протектор.

Кроме того, соединяемые на резьбе части корпуса насоса, снабжены

уплотнительными кольцами круглого сечения.

5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды

5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления

Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс

снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов

жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с

контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается

истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением

динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением

отборов.

При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным

из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются

достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном

контроле и регулировании процесса.

При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими

физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом

поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между

показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения

нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением.

Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование

отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и

трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.

Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине

которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных

факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить

влияние каждого из них.

Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение

скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое

подразделяется на несколько видов.

Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале

под названием законтурного заводнения, получило повсеместное

распространение. Сегодня оно является вторичным способом добычи нефти

(каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной

разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и

осуществляется на многих месторождениях страны.

5.2.Законтурное заводнение

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные

скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом

решаются вопросы наиболее оптимального удаления скважин друг от друга и от

эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки.

Помере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и

обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронд нагнетания

переносится.

При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем

закачиваемой воды Qн будет превышать объем отбираемой жидкости на

количество, обеспечивающее интенсивный прирост пластового давления.

Необходимо также предусмотреть компенсацию закачиваемой жидкости на

различные потери (оттоки).

Критерием нормального ведения процесса является величина пластового

давления в зоне отбора, которая должна иметь тенденцию к росту или

стабилизации.

Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов: -

небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура

нефтеносности 1,5…1,75 км); - пласт однородной с хорошими коллекторскими

свойствами по толщине и по площади; - нагнетательные скважины отстоят от

контура нефтеносности на расстоянии 300…800 м, что обеспечит более

равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков

обводнения; - существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора

и зоной нагнетания.

К недостаткам законтурного заводнения можно отнести: - большие потери

закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области

нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии; - удаленность

линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на

преодоление потерь; - замедленная реакция фронта отбора на изменение

условий на линии нагнетания; - необходимость сооружений большого количества

нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных

объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость

системы.

Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное

заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются вблизи

эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно

применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью,

при небольших размерах залежи.

5.3.Внутриконтурное заводнение

Этот метод ППД предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную

зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в

центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные

участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть

осуществлено на полосы, кольца и т.д. Экономичность данного метода

заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за

счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту

отбора.

Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное,

очаговое, избирательное, блочное.

Площадное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин

на площади месторождения по одной из схем. Площадное заводнение организуют

обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается

интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цели

Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-,

семи- или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину

приходится при пятиточечной системе одна эксплуатационная, при семиточечной

– две, девятиточечной – три.

Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной

или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и

некоторого количества – эксплуатационных на периферии. Такой способ

заводнения характерен для небольших по площади, локализованных залежей

(линзы, застойные зоны).

Избирательное заводнение применяют для вытеснения нефти из отдельных,

плохо дренируемых пластов, неоднородных по простиранию. Для его применения

необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях

продуктивного пласта с другими. Такие данные можно иметь после некоторого

времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на

поздней стадии разработки.

Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдельные части и

оконтуривании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого

блока бурят добывающие скважины, число и порядок расположения которых

определяют расчетами. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку

месторождение сразу, до его полного изучения и, таким образом, сократить

время разработки. Это эффективно для больших месторождений.

К существующим недостаткам системы ППД путем закачки воды следует

отнести:

1) прогрессирующие обводнение месторождения при большом не извлеченном

количестве нефти: так, при обводнении пласта Д1 – на 97%, процент

извлеченной нефти составил 54, а в целом по Туймазинской площади – 15%

(данные на 1.01.1988 г.);

2) невысокие отмывающие свойства закачиваемой в пласт воды;

3) большое количество осложнений, вызываемых возвращением в пласт

добываемых вместе с нефтью пластовых вод, выражающихся в виде разрушений

водоводов, засоления водоисточников питьевого водоснабжения, нарушения

экологического равновесия.

Совершенствование ППД идет по следующим направлениям:

1) разработка новых технологических жидкостей или добавок к воде,

улучшающих ее отмывающие свойства и обладающих меньшей агрессивностью по

отношению к оборудованию и к природе;

2) разработка надежного контроля за движением жидкости в пласте;

3) разработка метода регулирования фильтрационных потоков в пласте и

исключение образования тупиковых и не выработанных зон.

По данным 1983 года, заводнение применяется на 260 месторождениях, за

счет чего добывается 90% всей нефти.

ППД проектируется в начала разработки большинства нефтяных

месторождений.

ППД получило развитие в виде нестационарного заводнения (в отличие от

стационарного – постоянного по объемам и направлению потоков закачиваемой

жидкости во времени) и циклического заводнения, заключающегося в изменении

направления потоков и объемов закачиваемой и добываемой жидкости.

5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод

В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды,

которые определяются местными условиями. Это – пресная вода, добываемая из

специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других

открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в

геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в

результате ее подготовки.

Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и,

следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения

давления, но и повышения нефтеотдачи.

Основными качественными показателями вод, делающими возможным их

применение, являются:

1) содержание взвешенных частиц: оценивается характеристикой

заводняемого пласта и регламентируется величиной 40…50 мг/л и размером 5…10

мкм;

2) содержание кислорода – до 1,0 мг/л;

3) содержание железа – до 0,5 мг/л;

4) концентрация водородных ионов (рН) – 8,5…9,5;

5) содержание нефти – до 30 мг/л.

Эти данные приведены из опыта применения ППД на Туймазинском

месторождении и должны быть пересмотрены при организации ППД в других

районах.

На Туймазинском месторождении была апробирована химическая обработка

пресной воды с целью удаления из нее солей и взвешенных частиц.

Впоследствии отказались от многих процессов подготовки воды, считая их

неоправданными.

Однако, если для этого месторождения, имеющего высокую пористость и

проницаемость пластов, отказ от подготовки воды по указанной выше

технологии не вызывал значительных осложнений в работе системы, для других

районов он мог оказаться неприемлемым.

Затем началась закачка пластовых вод, которая потребовала своего

подхода.

Пластовые воды отличаются большим содержанием солей, механических

примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Так, вода пласта Д1

Туймазинского нефтяного месторождения относится к высокоминерализованным

рассолам хлоркальциевого типа плотностью 1040…1190 кг/куб.м. с содержанием

солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л). Поверхностное натяжение воды на границе с

нефтью составляет 5,5…19,4 дин/см, содержание взвешенных частиц – до 100

мг/л, гранулометрический состав взвешенных веществ характеризуется

преимущественным содержанием частиц до 2 мкм (более 50% весовых).

Пластовые воды с процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с

деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке

нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт.

Характерной особенностью сточной воды является содержание

нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м.,

взвешенных частиц – до 100 мг/л.

Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до

требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной

закачки.

5.5.Технологическое схемы ППД

Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного

месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных

скважин.

Можно выделить следующие принципиальные системы ППД:

а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция)

обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной

близости от нее;

б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает

закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от

насосной станции.

В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на

групповую и лучевую.

При групповой системе несколько скважин снабжаются одним

нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является

применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин

подключается непосредственно к РП.

При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной

скважине подводится отдельный нагнетательный водовод.

Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию

подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину.

Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь

осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт.

Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые.

В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины

глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды

производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом.

В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под

действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум-

котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П

подъема и объекта закачки.

В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи

водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки.

Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением

насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в

пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных

сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки.

Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию

второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные

скважины.

Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное

сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается

насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и

регулирующая аппаратура.

В последние годы получили распространение блочные НКС, которые

изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту

монтажа в собранном виде.

5.6.Наземные кустовые насосные станции

Техническая характеристика кустовой насосной станции определяется

следующими факторами: а) суммарной приемистостью нагнетательных скважин,

образующих общую производительность КНС: б) давлением нагнетания (давление,

при котором нагнетательные скважины принимают заданный объем воды, плюс

потери на трение, на местное сопротивление, на преодоление разности

геометрических высот); в) количеством подключаемых нагнетательных скважин,

определяемых габаритами КНС.

На два работающих насоса следует иметь один резервный. Промышленность

освоила выпуск КНС в блочном исполнении (БКНС). При этом монтаж основного

технологического оборудования, обвязки и аппаратуры выполняется на заводах

в отдельных блоках, а на месте установки блоки монтируются и привязываются

к существующим коммуникациям. В результате монтаж КНС сокращается до 55

дней при уменьшении стоимости строительно-монтажных работ на 80%.

Стационарная КНС строится более 280 дней.

БКНС составляют следующие блоки: а) насосный блок (в зависимости от

количества насосных агрегатов может занимать до 4 блоков); б) блок

низковольтной электроаппаратуры;

в) блок управления; г) блок распределительного устройства; д) блок

напорной гребенки (количество блоков определяется количеством скважин).

Каждый блок монтируется на металлической раме и транспортируется к

месту монтажа на трайлерах или по железной дороге.

5.7. Подземные кустовые насосные станции

Подземные кустовые насосные станции представляют собой

электроцентробежные насосы большой производительности УЭЦП (установки

электроцентробежные для поддержания пластового давления). Они могут быть

спущены в артезианские скважины и одновременно добывать воду и закачивать

ее в пласт. По такой схеме работает УЭЦП на промыслах Восточной Сибири.

Поскольку диаметр УЭЦП превышает диаметр обычных эксплуатационных

скважин, применение их требует сооружения специальных скважин.

На промыслах Башкирии и Татарии используют УЭЦП в специальных шурфах

(глубина до 30 м, диаметр 700 мм), куда подают воду от водозаборов.

Здесь же получили применение для целей ППД серийные УЭЦН, которые

могут размещаться в шурфе или в обычной скважине, перекрытой на глубине

30…40 м цементным мостом. Вода подается в этом случае в затрубное

пространство или добывается из водоносного горизонта этой скважины.

Получили ограниченное применение УЭЦН для одновременной добычи и

закачки воды в одной скважине.

5.8. Очистка сточных вод

В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и

утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для

целей ППД сточных вод.

Вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 3- мг/л)

и нефтепродуктов (до 25 мг/л).

Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное

разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема.

Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до

1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся

вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от

нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из

резервуара.

Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод

подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС.

Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные

резервуары.

На внутреннюю поверхность резервуаров наносятся антикоррозийные

покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод.

5.9. Конструкция нагнетательных скважин

В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не

отличаются от добывающих. Более того, некоторое количество добывающих

скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в

разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод

добывающих скважин под закачку воды считается нормальным.

Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают

закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и

якорем.

Надпакерное пространство следует заполнить нейтральной к металлу

жидкостью (можно и нефтью).

Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий

закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для

накопления механических взвесей.

Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров, которые могут

периодически подниматься из скважин и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и

регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических

операций промывок, освоения, обработок и т.д.

Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура

типа 1АНЛ-60-200.

Арматура состоит из колонного фланца, устанавливаемого на обсадную

колонну, крестовины, применяемой для сообщения с затрубным пространством,

катушки, на которой подвешиваются НКТ, тройника для подачи нагнетаемой

жидкости в скважину.

Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины.

Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического

действия, рассчитанные на перепад давления до70 Мпа. Пакер спускается в

скважину одновременно с якорем.

Назначение и конструкция пакера и якоря принципиально не отличаются от

применяемых при фонтанной эксплуатации скважин.

5.10. Освоение нагнетательных скважин

Освоение нагнетательных скважин – комплекс мер, связанных с пуском их

в работу.

В большинстве своем – это меры, проводимые для эксплуатационных

скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе

бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин,

вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время,

возникает ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения.

Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный

способ освоения скважин.

Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся при

движении поршня вниз и закрывающимся при подъеме. При этом поршень

поднимает столб жидкости, находящийся над ним, который может достигать

сотен метров (по данным БашНИПИнефть – 300 м). В результате происходит

резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью

жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет

применения пакера: перепад в этом случае может достигнуть 500 м.

Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения

фонтанирования скважины, а также затруднена герметизация устья скважины.

Гидросвабирование – метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и

ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из

пласта, содержащей посторонние примеси. Эффективность метода состоит в

создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье

скважины.

Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны

пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется

соляная кислота (НСI), серная (H2SO4), плавиковая (HF) и другие кислоты.

Если нефтесодержащие породы сложены известняками, доломитами, то для

таких пластов рекомендуется соляная кислота.

Хлористый кальций и хлористый магний – вещества, хорошо растворимые в

воде, углекислый газ растворяется в воде при давлении свыше 7,6 Мпа, или

уносится из скважины в газообразном виде.

Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются

эффективному воздействию плавиковой кислоты (HF):

Наличие в терригенных коллекторах карбонатов и глин замедляют процесс

воздействия плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях используют соляной и

плавиковой кислоты – глинокислоты (HF – 4%, НСI – 8%). Применяют и другие

кислоты.

Освоение скважины после бурения независимо от того, будет эта скважина

добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель – очистить

призабойную зону пласта от привнесенного в нее в процессе бурения

глинистого раствора.

Следует выделить работу по освоению под закачку скважин, ранее

работавших как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит в том,

что воздействие на них кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного

покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких

пластов нами предложена технология, базирующая на предварительной закачке в

пласт растворителя, его выдержке в течение 2…5 часов и последующей промывке

скважины.

5.11. Закачка газа в пласт

Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе

глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них

водой набухают, уменьшается проницаемость.

При этом следует иметь в виду следующее:

а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей

по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на

устье скважин давления, равного по величине забойному.

б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках

и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Рзаб.

Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так:

V = Vн + Vв + Vг

Здесь Vн, Vв, Vг – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к

пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные

потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа Vнаг должен быть

выше расчетного в n раз: Vнаг=n*V

n = 1,5…1,20.

При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием

герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в

пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам

наиболее частое осложнение в этой системе.

5.12.Закачка теплоносителей

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а,

следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с

вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может

оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных

месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к

постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти

и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в

конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации

30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское,

текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

Для разработки таких месторождений в стране создано научно-

производственное объединение «Союзтермнефть».

Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что при

закачке горячей воды коэффициент нефтеотдачи может быть повышен: при

температуре закачиваемой воды 30оС – до 0,432, при 100оС – до 0,745, при

200оС – до 0,783.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на

границе с пластовой водой: при Т – 20оС поверхностное натяжение 6,05

эрг/кв.см., при 60оС – 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО –

86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

5.13. Закачка горячей воды

Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются

две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой

температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс

вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность,

ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО.

Технологические расчеты, связанные с закачкой горячей воды, ведут в

следующей последовательности.

Радиус теплового влияния через известное время t определяют по

уравнению:

[pic]

где а – средний коэффициент температуропроводности горных пород,

окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10-3

кв.м/м).

5.14. Закачка пара

При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная

паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона

горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры

насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная

тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой

вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры

пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.

Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей

воды.

В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт

на месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными:

текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная

толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость

– 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с.

В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО

возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а

объем закачки пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т в год.

ПТВ в настоящее время ведется на месторождениях Катангли (Сахалин),

Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.

Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются новые

разновидности метода – циклическая закачка пара, закачка

высокотемпературной воды (Т = 320…340оС при давлении 16…22 Мпа) и другие.

На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей

высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких

месторождениях не превышает 15%.

5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения

Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных

коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0,35…3,5

млн.кДж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине – 1,7 млн.кДж/сут на

каждые 100 м длины НКТ.

Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный

непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового

горения.

Метод заключается в следующем.

На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной

конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в

пласте.

Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают

окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих

горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает

процесс вытеснения нефти.

Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом

горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на

пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.

Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога

в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой –

коксоподобные остатки нефти – являются топливом, поддерживающим очаг

горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в

радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой

450…500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу

легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов.

3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в

порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед

фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание

выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация

продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной

нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей

массы пористой породы за фронтом горения.

В пласте образуются несколько зон: I – выгоревшая зона со следами

несгоревшей нефти или кокса; II – зона горения, в которой максимальная

температура достигает 300…500оС; III – зона испарения, в которой происходит

разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды

превращаются в пар; IV – зона конденсации, в которой происходит конденсация

углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам

газами, образовавшимися в результате горения СО2, СО, N; V – зона

увеличенной насыщенности; VI – зона увеличенной нефтенасыщенности, в

которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне

близка к первоначальной; VII – невозмущенная зона, в которой пластовая

температура остается первоначальной.

Экспериментальные работ позволили установить следующие количественные

данные: 1) на горение расходуется до 15% запасов пластовой нефти; 2)

горение ведется при температуре около 375оС, на что требуется 20…40 кг

кокса на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 куб.м.

воздуха при коэффициенте его использования 0,7…0,9.

Например, на залежи Павлона Гора за 66 суток было закачено 600

тыс.куб.м. воздуха.

Материальный баланс процесса ВГ представляется так:

Iн = Iнд + Iнг + Iуг

где Iн – количество нефти до процесса; Iнд - количество добытой нефти

в регультате ВГ; Iнг – количество сгоревшей нефти; Iуг – количество нефти,

превратившейся в углеводородный газ.

5.16. Закачка углекислоты

Углекислый газ СО2, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в

нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает

поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота

экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на

породу вал из смеси СО2, и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию

нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО с породой,

ведущее к увеличению ее проницаемости.

По данным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно увеличивается после

применения СО концентрацией 4…5% (по массе).

Свойства СО2,: бесцветный газ, относительная плотность 1,529

кг/куб.м., критическая температура 31,1 СО2; критическое давление 7,29 Мпа;

плотность 468 кг/куб/м; при Т=20оС Р = 5,85 Мпа превращается в бесцветную

жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти,

снижая ее вязкость на 10…500%.

В настоящее время реализовано несколько технологических схем закачки

углекислоты в пласт. Вот несколько из них: закачка карбонизированной воды,

закачка углекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением

водой, углеводородами или их смесью.

По данным исследований нефтеотдача при применении углекислоты

значительно возрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема

пласта.

Источниками СО2 являются обработанные газы тепловых установок (11…13%)

побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных

газов (до 20%).

Закачка СО2 впервые была осуществлена на Александровской площади

Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачено

252,5 тыс.куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО2 – 1,7%.

Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата пласта

заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается

на 10…40%.

Возврат углекислоты в виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от

закачанной в пласт).

Крупномасштабные работы по закачке СО2 ведутся на ряде месторождений

США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981 г. ведется закачка СО2 в

объеме 570 тыс.куб.м./сут через 98 нефтяных скважин по пятиточечной сетке.

Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика месторождения: глубина

пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7 м, проницаемость 64-10 кв.мкм,

вязкость нефти 1,4 Мпа-с, плотность 815 кг/куб.м., пластовая температура

28оС. Давление закачки 13,6 Мпа, стоимость СО2 46..53 долл. За 1000 куб.м.

Эффективность применения СО2 оценивается дополнительно добытой нефтью,

величина которой различна для разных районов и составляет до 12% от

начальных геологических запасов.

5.17. Оборудование для осуществления технологий

Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами высокого давления. В

частности, промышленность выпускает для этих целей автономные компрессорные

станции КС-550, а также газомоторкомпрессоры 10-ГКМ1\55-125 с подачей 24000

куб.м./час и давлением на выкиде 12,5 Мпа. Могут быть выбраны и другие

типоразмеры, исходя из условий.

Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт теплоносителей

является необходимость доставки на забой скважины и продвижения в пласте

теплоносителя с высокой температурой, способной воздействовать не только на

нефть, но и на породу с целью отделения от нее компонентов, отличающихся

высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое для

этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из них: а)

возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение

длительного времени; б) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими

потерями.

Система пароподготовки включает в себя следующие узлы: узел

водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой в

скважину.

Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ) предполагает

создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его

перемещение к эксплуатационной скважине.

Отечественная промышленность выпускает для этих целей оборудование

типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш.

Технологическая схема процесса следующая.Компрессоры низкого давления

подают воздух к компрессорам высокого давления, которые закачивают его в

пласт.

Инициирование (зажигание) горения производится электрическими

нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель тросе. В комплект установки

входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение 8

скважин.

Закачка окиси углерода требует специальной технологии и оборудования.

Учитывая специфику СО2 (ее агрегатное состояние зависит от давления и

температуры), перекачку можно проводить в газообразном (критическая

температура более 31оС и давление 7,29 МПа) или жидком состоянии

(температура минус 15…40оС, давление 2,5 МПа). Особенность закачки окиси

Страницы: 1, 2, 3, 4