Традиционные требования к системе ППД Эксплуатация месторождений

Традиционные требования к системе ППД

Эксплуатация месторождений нефти и газа - технологический процесс движения пластовой продукции, подъем её на поверхность, сбор, подготовка, ППД, интенсификация извлечения углеводородов.

В промысловых условиях процесс эксплуатации реализуется в системе: - - продуктивный пласт – ПЗП нефтяной скважины – нефтяная скважина – ГЗУ – ДНС – УПН – УПВ – внешний источник воды – КНС – ПЗП нагнетательных скважин Вода, добываемая с нефтью, совершает круговорот; Нефть и попутный газ (товарная часть цикла) выводится из промыслового цикла Система реализуется методами воздействия на продуктивный пласт водой с поддержанием пластового давления (ППД)

Ø Движение жидкости по пласту к забоям скважин осуществляется за счет пластовой энергии Ø Жидкость под действием Рпл находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения Рпл падает, поэтому запасы нефти из пласта необходимо извлечь до того, как давление снизится Ø За изменением Рпл постоянно следят и при быстром снижении применяют методы ППД

Темп снижения пластового давления Ø Характеризует энергетические ресурсы пласта Ø Зависит от пластовой темпа жидкости, отбора который обусловлен: 1. проектом разработки месторождения, 2. наличием или отсутствием ППД

Запас пластовой энергии, величина начального Рпл темп снижения Рпл зависят от природных факторов

Природные факторы пластовой энергии (связаны с процессом формирования месторождения) Ø Наличие газовой шапки, энергия расширения которой используется при РМ Запас упругой энергии в пластовой системе Ø Содержание растворенного в нефти газа, Ø энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин Ø Наличие источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти Ø Гравитационный фактор, Ø Капиллярно-поверхностные способствующий вытеснению нефти в пластах с большими углами падения силы – существенны в пористых средах с большой удельной поверхностью, как правило, тормозят движение пластовой жидкости

Потенциал залежи определяется Ø Размерами и конфигурацией; Ø Строением, физическими свойствами системы (горные породы + флюиды); Ø Энергетическим состоянием (пластовое давление, давление насыщения, газонасыщенность нефти) Ø Давлением на контуре питания и на линии отбора, Ø Расстоянием между ними, числом и системой размещения скважин

Режим пласта Ø совокупность всех факторов (естественных и искусственных), определяющих процессы, проявляющиеся в пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин Разновидности режимов Ø Ø водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки), режим растворенного газа, гравитационный Не всегда просто определить режим залежи, т. к. в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно

Правильная оценка режима дренирования позволяет установить -технологические нормы отбора жидкости из скважин; - допустимые забойные давления; - объемы добычи жидкости и газа, время обводнения скважин; -мероприятия по воздействию на залежь, необходимые для возможного КИН достижения максимально

По мере извлечения углеводородов естественная энергия уменьшается. При этом уменьшаются и дебиты ДС. Темп снижения энергии в залежи зависит от : Ø режима дренирования, Ø извлекаемых запасов нефти и темпов их отбора Количество добываемой нефти зависит от: Ø физических свойств пород и флюидов, Ø энергетического состояния залежи, Ø количества скважин и их расположения

Результат РНМ на естественном режиме Ø получение невысоких КНИ растягивание сроков разработки месторождения Ø

Методы управления процессом выработки запасов Ø интегральное воздействие искусственное воздействие на залежь в целом Ø локальное воздействие только на призабойную зону каждой конкретной скважины

Управляемые параметры в пределах ПЗС и всей залежи безусловно управляемые параметры: Ø пластовое давление Рпл, Ø забойное давление Рзаб, Ø проницаемость системы k, Ø вязкость флюида μ, Ø радиус контура питания Rк, Ø физический радиус скважины rс косвенно управляемые параметры: Ø коэффициент продуктивности К, Ø показатель режима фильтрации n, Ø коэффициент дополнительных сопротивлений С. фильтрационных

Ø Управление Рпл - методы ППД (закачка воды, газа) Ø Управление μ - термические методы (закачка пара, внутрипластового горячей воды, горения), различные модификации физико-химические методы (закачка различных растворителей, углеводородных и неуглеводородных газов-СО 2 ) Управление k. ПЗС – методы ОПЗ Ø Управление Рзаб - изменение уровня жидкости, форсированный отбор жидкости Ø

Методы искусственного воздействия Ø Ø 1. Гидрогазодинамические (ППД; ГРП; ГПП; волновое или вибрационное воздействие; имплозионное воздействие) 2. Физико-химические (КО; воздействие растворителями; обработка ПЗС растворами ПАВ и ингибиторами солеотложений или гидрофобизаторами) 3. Термические (электропрогрев, паротепловые обработки, прокачки горячей нефти) Ø 4. Комбинированные (ТКО; ТГХВ; ГКРП; направленное КВ в сочетании с ГПП; повторная перфорация в специальных растворах кислоты, ПАВ, растворителей; термоакустическое воздействие; ЭГВ; внутрипластовое окисление легких углеводородов) Ø

Способы П П Д 1. Закачкой воды по периферии залежи - законтурное заводнение; в нефтенасыщенную часть залежи приконтурное и внутриконтурное заводнение (разрезание месторождения линейными или нелинейными нагнетательных скважин); рядами блочная система заводнения; избирательное заводнение (очаговое заводнение) 2. Закачкой газа в повышенные участки залежи 3. Одновременной закачкой воды и газа Ø Ø Выбор метода ППД заводнением определяется рядом причин геологического, технического или экономического порядка

Законтурное заводнение Ø НС бурят в виде ряда, расположенного на определенном расстоянии (не более 800 м) от внешнего контура нефтеносности

Это позволяет равномерно воздействовать на внешний контур нефтеносности Ø предотвращать и минимизировать условия образования языков обводнения и прорывы закачиваемой воды в ДС Расстояние от ряда нагнетательных до первого ряда добывающих – 1, 5 -2, 0 км Ø

Условия применения законтурного заводнения Хорошая гд связь нефтенасыщенной области с областью искусственного питания (ряд НС); Ø Пласт однородный; наличие значительных запасов нефти; Ø Пластовое давление больше давления насыщения; Ø Отсутствие газовой шапки; Ø Отсутствие тектонических нарушений (сбросов, взбросов и др. ); Ø Небольшие по размерам залежи нефти (отношение нефтенасыщенной площади к длине контура нефтеносности не более 2 км). Ø

Недостатки законтурного заводнения Ø Невысокий КПД процесса (Рнагн д. б. достаточным для преодоления фильтрационных сопротивлений между рядами нагнетательных и добывающих скважин); Ø Повышенный расход воды за счет оттока ее в область питания; Ø Вероятность образования языков и конусов обводнения (из-за неоднородности строения пластов)

Приконтурное заводнение Ø Применяется, когда реализация законтурного заводнения невозможна, например, если расстояние от внешнего контура нефтеносности до ряда НС становится существенно большим 800 м эффективность законтурного заводнения неоправданно низкая Ø Ряд нагнетательных скважин располагается между внешним и внутренним контуром нефтеносности, ближе к внутреннему контуру нефтеносности

Существует 2 самостоятельные зоны разработки Ø водо-нефтяная (между внешним и внутренним контуром нефтеносности) и Ø чисто нефтяная (в пределах внутреннего контура нефтеносности)

Условия применения приконтурного заводнения Ø Низкая гд связь нефтенасыщенной части залежи с областью питания, в том числе и при тектонических нарушениях области питания (сбросы, взбросы); Ø Большие расстояния между внешним и внутренним нефтеносности; Ø Малые размеры залежи контуром

Достоинство приконтурного заводнения Ø приближение искусственного контура питания к внутреннему контуру нефтеносности (и ряду добывающих скважин) интенсифицирует выработку запасов за счет снижения сопротивления фильтрации

недостатки приконтурного заводнения возрастает опасность образования языков и конусов обводнения Ø закачка воды ведется не только в водонасыщенную, но и в нефтенасыщенную часть залежи Ø

Внутриконтурное заводнение может быть реализовано с разрезанием и без разрезания на отдельные площади Ø НС бурят в зонах улучшенными ФЕС с

Ø Залежь разрезается на отдельные площади (полосы, кольца) рядами нагнетательных скважин (на больших оконтуренных месторождениях с достаточно хорошо известным геологическим строением)

Осевое заводнение

Кольцевое заводнение

Выбор расположения разрезающих рядов зависит от: 1. геологического строения объекта 2. материальных затрат и получаемого эффекта

Разновидности внутриконтурного заводнения Ø Блочное заводнение Ø Избирательное заводнение Ø Очаговое заводнение Ø Площадное заводнение

Блочное заводнение Ø Целесообразно на крупных, слабо изученных, неоконтуренных месторождениях (пробурены только разведочные скважины). До окончания доразведки и оконтуривания месторождения, оно разрезается на отдельные блоки. Каждый блок может иметь систему ДС в виде 3 -5 рядов между двумя рядами НС Ø При полном изучении месторождения и его оконтуривании ранее введенные в разработку блоки объединяются в общую единую систему РМ. Т. о. реализуется поэтапная выработка запасов месторождения

Избирательное заводнение Ø Для разработки сильно неоднородных объектов при хорошо изученном геологическом строении (на поздних этапах разработки дополнительная система к основной системе заводнения) Ø НС бурятся с учетом детального изучения геологических особенностей участка, а также взаимосвязей между имеющимися на участке скважинами. НС располагаются в соответствии с естественной неоднородностью коллектора (водоснабжение дорогостояще) НС осложнено и более

Очаговое заводнение Повышает эффективность выработки запасов из отдельных линз, связанных с неоднородностью геологического строения, и из застойных зон Ø В качестве НС используют одну из ДС, которая дренирует хорошо проницаемый объем и имеет хорошую г/д связь с окружающими ДС Ø Для увеличения коэф. охвата пласта может быть пробурена специальная НС (одна или несколько) Ø Ø При достаточной изученности месторождения О. З. может применяться в качестве самостоятельного метода воздействия и регулирования выработки запасов.

Количество нагнетаемой в пласт воды Ø определяется для каждого участка или месторождения специальными расчетами Для предварительных расчетов принимают: Ø при площадном заводнении 1, 5— 2, 0 м 3 на 1 т добываемой нефти Ø при законтурном заводнении — 2, 0— 2, 5 м 3 на 1 т добываемой нефти

Давление на линии нагнетания Ø Осредненное давление на забоях НС ряда, которое определяет среднюю репрессию

Давление на линии отбора осредненное забойное давление на забоях ДС ряда, определяющее среднюю депрессию ∆Р между линией нагнетания и линией отбора

Уравнение баланса объемов флюидов Qнаг· bв = (Q н·bн + Qв ·bв 1 + Qут ) k Qнаг – объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях; Ø bв – объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывает увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления 1, 01; Ø Qн – объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях Ø bн – объемный коэффициент нефти, учитывает расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления. (коэффициент определяется на установках РVT или по статистическим формулам, b 1, 05 – 1, 30); Ø Qв - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, при стандартных условиях; измеренная Ø bв 1 - объемный коэффициент Ø Ø Qут – объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); K – коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водов. k = 1, 1 -1, 15. извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента пресной воды;

Расход нагнетаемой воды по участку Средняя приемистость qнагн НС Ø расход нагнетаемой воды Qнагн для всех скважин залежи (участка) Ø Ø Дебит НС находят гд расчетами всей системы добывающих и нагнетательных скважин или приближенно по формуле радиального притока, преобразованной для репрессии Ø Давление нагнетания и дебиты должны находиться в технически осуществимых пределах и не должны превышать возможностей технологического оборудования

Коэффициент текущей компенсации Рассчитывается за единицу времени (сутки, месяц, год и т. д. ): отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки). Коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени Ø mт < 1, то закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления. Ø mт > 1, то закачка превышает отбор, и давление в пласте должно расти. Ø mт = 1, должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации Ø Отношение суммарного количества закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t к суммарному количеству отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, с учетом суммарных утечек за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. Коэффициент показывает степень компенсации накопленного отбора закачкой в данный момент времени mн < 1, закачка не скомпенсировала суммарный отбор, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального. Ø mн > 1, закачано в пласт жидкости больше, чем Ø отобрано, текущее среднее пластовое Ø давление превышает первоначальное. mн = 1, закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей, среднее пластовое давление восстанавливается до первоначального давления.

Давление на забое НС Ø R — расстояние между НС, м, R = L/nнаг. Ø L — длина линии нагнетания, м; Ø nнаг — число НС; Ø rс — радиус НС, м; Ø qнаг. — приемистость НС, м 3/с; Ø h — толщина пласта, м; Ø к — проницаемость, м 2; Ø φ— коэффициент гд совершенства НС

Давление на устье НС Ø зависит технологических, от различных геологических и технических, экономических факторов: Ø Ø Ø Ø КПД насосных агрегатов, коэффициент приемистости скважины, стоимость одного к. Вт-ч электроэнергии, удельный расход электроэнергии, давление на линии нагнетания, глубина скважины, режим закачки воды. Ру. наг = Рзаб. н - ρв·g·Н + Ртр ρв — плотность закачиваемой воды, кг/м 3; Ø Н — глубина скважины, м; Ø Ртр. — потери на трение, Па. Ø

Источники водоснабжения Ø Подрусловые (грунтовые) и пластовые воды (многообразие химического состава (минерализация 100 -200 г/л), небольшое содержание ВЧ). Можно закачивать без подготовки Ø Воды поверхностных водоемов (качество Ø Сточные воды (83% пластовых, 12% пресных, 5% хуже, содержат большое КВЧ (глины, ила, песка), способны вызвать набухание глин, кроме морской воды) - необходима подготовка ливневых вод). Минерализация 15 -3000 г/л, хорошие нефтевытесняющие свойства, но содержат большое количество эмульгированной нефти, ТВЧ, а также диоксида углерода и сероводорода - необходима подготовка

Пресные и сточные воды могут содержать Ø соли (1000 - 300000 мг/л) Ø различные газы Ø механические примеси Ø гидрозакись Fe(OH)2 и гидроокись Fe(OH)3 железа Ø микроорганизмы заливающие поверхность фильтрации и закупоривающие поровые каналы пласта, снижая приемистость НС В сточных водах могут содержаться также и капельки нефти

для воды, предназначенной для закачки в продуктивные пласты сооружают установки по очистке Ø Чем чище вода, закачиваемая в пласт, тем больше приемистость НС и тем меньше необходимое их количество и меньше расходы, связанные с ППД

Общие требования к закачиваемой воде Ø ограниченное содержание механических примесей (КВЧ) и соединений железа; Ø отсутствие сероводорода и углекислоты с целью предотвращения коррозии оборудования; Ø отсутствие органических примесей (бактерий, водорослей); Ø химическая совместимость с пластовой водой

КЛАССИЧЕСКАЯ СХЕМА ВОДОСНАБЖЕНИЯ СИСТЕМЫ ППД с поверхностным источником Ø 1 – водоем; 2 – водозабор; 3 – насосная станция первого подъема; 4 резервуары для неподготовленной воды; 5 – станция подготовки воды; 6 – резервуары для подготовленной воды; 7 – насосная станция второго подъема; 8 – распределительный водовод среднего давления; 9 – КНС; 10 – водовод высокого давления; 11 – нагнетательная скважина.

Водозабор открытого водоема Ø всасывающая труба 2 с фильтром погружена под уровень воды на глубину, большую чем возможный минимальный уровень воды в водоеме, и защищена от разрушения в паводковый период Ø Диаметр и длина всасывающей трубы, максимальная высота всасывания центробежного насоса рассчитываются по формулам гидравлики Ø 1 – насосная станция, 3 – эстакада, 4 - сваи

В закрытом подрусловом водозаборе подъем воды на поверхность может осуществляться: 1. специальными погружными центробежными насосами (при большом динамическом уровне) 2. сифонными (вакуумными) устройствами (при небольшом динамическом уровне)

закрытый (подрусловый) водозабор Ø водозаборные скважины одна или несколько небольшой глубины (20 -30 м), пробуренные в подрусловые водонасыщенные породы Ø Расстояние между скважинами 50100 м Ø Скважины закрепляются колонной с фильтром против водонасыщенного пласта

Закрытый (подрусловый) водозабор Ø 1 - фильтр. 2 - обс. колонна, 3 - НКТ, 4 - вакуум-котел, 5 - вакуум-насос, - вакуум-метр, 7, 9 – насос, 8 - буферный резервуар. 6

Индивидуальное насосное оборудование Ø Используется, невозможно если сифоном поднять воду (значительная глубина залегания водоносных отложений или заглубление НС и коллекторов д. б. очень большим) Ø Центробежные насосы обеспечивают необходимый напор (нет необходимости в насосной станции 1 подъема)

Подрусловая вертикальным скважина с насосом 1 – насос, 2 – ОК, 3 – НКТ, 4 – фильтр, 5 - отстойник

Насосные станции первого подъема - используются только при сифонном водозаборе Ø Оборудование станции располагается в бетонном бункере вместе с вакуумными котлами, вакуумными насосами и содержит три насосных агрегата (один – резервный) Ø В бункере установлены также системы автоматического управления, контроля и измерения параметров всего технологического и электрического оборудования

Резервуары (буферные емкости) - обеспечивают непрерывную работу всей системы заводнения, являются источником непрерывной работы в течение шести часов Ø железобетонные подземные (северные районы - не требуют обогрева, не загромождают территорию, не подвергаются коррозии и не ухудшают качества воды, используемой для заводнения) Ø наземные металлические (теплый климат, заболоченная местность) с подогревателями и внешней теплоизоляцией для . необходимо принимать дополнительные меры против коррозии и ухудшения вследствие этого качества воды нормальной их работы в зимнее время

Станция подготовки воды предназначена для доведения воды до необходимого качества за счет процессов: Ø умягчение — подщелачивание гашеной известью с целью доведения Ø фильтрация Ø обезжелезивание — удаление из воды закисей или окисей железа; Ø хлорирование — угнетение бактерий и микроорганизмов; Ø стабилизация — придание воде стабильности химического состава Ø Обескислороживание р. Н воды до 7 -8, что приводит к интенсивной коагуляции; Ø коагуляция — укрупнение мельчайших взвешенных в воде частиц добавлением в воду глинозема (сернокислого алюминия AL 2(SO 4)3·18 H 2 O), хлорного железа Fe СL 3 или железного купороса (Fe. SO 4); — очистка воды от взвешенных частиц после коагуляции в песчаных фильтрах; – (химические и аппаратные методы) удаление свободного кислорода

Станция подготовки воды

Насосные станции второго подъема Ø распределяют подготовленную воду через распределительный водовод среднего давления к КНС. Используются центробежные насосы в необходимом количестве (с учетом резервных) с соответствующими подачами и напорами Ø создают определенный подпор на приеме насосов КНС

КНС высокого давления строятся по типовым проектам Ø повышают давление подготовленной воды величины для закачки по водоводам ВД в НС до необходимой Ø БКНС в зависимости от числа установленных насосов (от 2 до 4) имеют производительность 3600, 7200 и 10800 м 3/сут воды Ø БКНС основной блок (насос, электродвигатель с масляной системой и другими элементами) вспомогательные блоки (электрические распределительные устройства, распределительная гребенка водовода высокого давления, низковольтное оборудование и блок управления и автоматики)

Схема БКНС 1 — магистральный водовод (3 МПа); 2 — приемный коллектор; 3 — насосы; 4 — электродвигатели; 5 — дистанционно управляемые задвижки; 6 — высоконапорный коллектор (16 -20 МПа); 7 — расходомеры; 8, 9 — задвижки; 10 — сборный коллектор для грязной воды

ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ подземных минерализованных ВОД Ø наличие достаточной минерализации: коэффициент вытеснения нефти минерализованной водой на 3, 0. . . 10, 0 % больше, чем при использовании пресной воды Ø отсутствие механических примесей, малое содержание соединений железа (не требуют дополнительной подготовки) Ø упрощение схем внешнего водоснабжения и закачки воды в нефтяные пласты (сокращение времени развития мощностей заводнения, быстрое достижение необходимых объемов закачки воды, создание условий для высоких темпов добычи нефти) низкая концентрация углекислоты в растворенном газе подземных вод и отсутствие кислорода и сероводорода Ø химическая совместимость с пластовыми водами Ø предупреждает образование твердых неорганических солей и их отложение в пласте, стволах обводненных ДС и наземных коммуникация системы сбора и подготовки нефти Ø экономия пресной воды рек, озер и грунтовых горизонтов Наиболее эффективно использование глубинных вод при разработке мелких месторождений, удаленных от существующих водозаборов

Сложности использования подземных минерализованных вод для закачки в целях ППД Ø Необходима большая надежность в определении эксплуатационных запасов подземных вод (проведение большого объема гидрогеологических и гидродинамических исследований, организация пробной эксплуатации водозаборных скважин) Ø Во многих районах подземные воды – низконапорные и требуют применения механизированных способов добычи (увеличивается себестоимость) Ø Коррозионная активность минерализованных подземных вод выше, чем пресных (защита трубопроводов и оборудования от коррозии) Ø В отдельных случаях (при наличии рыхлых песчаников) в В/З скважинах образуются песчаные пробки

Расположение подземных вод в разрезе месторождения 1 – верхние, 2 – нижние (наиболее водообильные) 3 – промежуточные, 4 - законтурные, контурные и подошвенные МСП, ВСП

Целесообразность и экономическая эффективность использования подземных вод Ø Необходимо проведение специальных гидро-геологических исследований и ТЭО Ø Для заводнения водопроявлением, площади и удаленных водоснабжения Ø НМ с малым рассеянных на значительной от поверхностных источников Для заводнения крупных НМ на начальной стадии РМ до окончания строительства магистрального водовода поверхностных вод и использования для нагнетания сточных вод

система МСП ППД Ø закачка подземных вод высокой минерализации из добывающих (водозаборных) скважин в НС

схемы МСП-ППД Ø Прямая закачка - из ВЗС в одну или несколько НС, находящихся близко от ВЗС и имеющих небольшие отличия по приемистости Ø из ВЗС в одну или несколько НС, с подпором индивидуальным насосом на приемной линии НС, удаленной от ВЗС или имеющей низкую приемистость; Ø из нескольких ВЗС, находящихся близко друг от друга, в НС с незначительными отличиями по приемистости

Выбор скважин для МСП-ППД Ø основан на данных геологопромысловых исследований Ø В качестве ВЗС ( «донор» ) выбирают скважины с хорошими свойствами, эксплуатирующие водоносный горизонт. Ø НС (принимающие - «акцепторы» ) выбирают с учетом потребности системы ППД и геологических особенностей

Схема «прямая закачка» на одну скважину с ЭЦН 1 – ВЗС; 2 – ЭЦН; 3 – НС; 4 – расходомер; 5 – пакер; 6 – АКЖ пакер;

Схема МСП – ППД с дожимным насосом на НС 1 – ВЗС; 2 - ЭЦН; 3 – НС; 4 – расходомер; 5 – насосная установка УНЦВ; 6 - УЭЦНАВ; 7 - пакер

Акт. пл. , пашийский горизонт, ЭЦНА 5 -125 -1550 (110 м 3/сут)

Федот. пл. , турнейский горизонт, ЭЦНА 5 -60 -1700 (85 м 3/сут)

Естественный внутрискважинный переток глубинных вод Ø а — верхний переток; б — нижний переток; 1 —ВГ; 2 —НГ; 3 — камера для установки расходомера; 4 — пакер; 5 — приемная камера для воды; 6 — перекрестная муфта; 7 — колонна НКТ; 8 — хвостовик с отверстиями

Принудительный внутрискважинный переток а — верхний переток; б — нижний переток; 1 — ВГ; 2 — НГ; 3 — ПЭД; 4 — компенсатор; 5 — приемная сетка ПЦЭН; 6 — насос; 7 — выкид центробежного насоса; 8 —якорь; 9 — пакер; 10 — кабель-канат; 11 — колонна НКТ

Установка для ВСП из нижнего пласта в верхний

Результаты применения технологии ВСП Ø в НГДУ «ЕН» эксплуатируется скв. 3929 с накопленным объемом закачки 6861 м 3 (за 5 мес. ) 3 Ø За июль мес. 2009 г. Закачка составила 702 м , насос ЭЦН 60 -1470 Ø Объем доп. добычи по реагирующим скважинам (5 ед. ) 112 т.

Совместная закачка воды в несколько пластов, неоднородных по проницаемости Ø приводит к неравномерному вытеснению нефти водой, прорыву воды к забоям ДС по наиболее проницаемым пластам Ø По менее проницаемым пластам компенсация закачкой не обеспечивается, что приводит к ↓ Рпл и исключению этих пластов из разработки Ø Обводненные скважины выводятся из эксплуатации при наличии остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых пластах

1 Схема закачки по многопластовым объектам Добывающая скважина Нагнетательная скважина Снижение Рпл

пласты, подлежащие разобщению значительно отличаются коллекторским свойствам Ø При по ОРЗ в каждый из разобщенных пластов вода подается по своему каналу под давлением, обеспечивающим заданный уровень закачки в соответствии с их характеристикой (толщина, пористость, проницаемость, запасы нефти)

Методы регулирования объемов закачки при ОРЗ 1. В скважине изолируются с помощью специальных закупоривающих материалов пласты, в которые закачка воды нежелательна или ее требуется ограничить (высокое давление нагнетания, необходимое для закачки воды в слабопроницаемые пласты) 2. после изоляции пластов с различной проницаемостью, закачка воды производится по отдельным каналам с различными давлениями в зависимости от проницаемости пластов 3. применение для каждого пласта индивидуальной сетки нагнетательных скважин

Способы дифференциации давлений 1. прокладка двух водов от с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы) ближайшей КНС 2. дросселирование давления пропуском части воды общего водовода через штуцер (давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт) непосредственно на устье скважины Ø дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно

3 Схема одновременно-раздельной закачки по двум пластам Нагнетательная скважина Добывающая скважина

Схемы ОРЗ

Ø на 01. 11. 07 г. технология ОРЗ воды была внедрена в НГДУ «Альметьевнефть» - 18 скважин, в НГДУ «Ямашнефть» - одна Ø НГДУ «Альметьевнефть» - разделение закачиваемой воды между пластами девона (в основном - Д 0 и Д 1) Ø НГДУ «Ямашнефть» - разделение закачиваемой воды между пластами карбона (турней и верей)

Ø На всех участках использовалась двухлифтовая схема ОРЗ с эксцентричными параллельными колоннами НКТ Ø Стоимость одной скважине, в зависимости от диаметра и длины подвесок НКТ, составляет около 2, 1… 2, 6 млн. руб. (с учётом стоимости ПРС внедрения и ОРЗ стационарных на телемеханизированных расходомеров) ØВ результате внедрения ОРЗ по реагирующим скважинам доп. добыча нефти на 01. 11. 07 г. составила 7761 т

Результаты испытаний ОРЗ

Внедрение ОРЗ по НГДУ

Динамика внедрения ОРЗ в ОАО «Татнефть»

Двухлифтовая схема ОРЗ с параллельными колоннами НКТвухлифтов Достоинства: • учёт и регулирование расхода закачиваемой воды производится на устье скважины; • возможность защиты от коррозии наружной поверхности обеих колонн НКТ при помощи АКЖ Основные недостатки: • незащищённость ЭК от избыточного давления, что не позволяет использовать схему на скважинах с давлением закачки выше допустимого; • возможность раздельной закачки воды не более чем в 2 группы пластов.

Обустройство устья скважины с ОРЗ

С 2006 г. ОРЗ внедрено в целом по ОАО «Татнефть» - более 100 скв. Ø В НГДУ «АН» – 80 скв. Ø В НГДУ «ЕН» на 3 скважинах - на Ново. Елховской площади (2 уч) и на Акташской площади (1 уч) (разобщение закачки воды между кыновским Ø и пашийским горизонтами) Ø на 01. 04. 2009 г. доп. добыча нефти за счет внедрения ОРЗ - 1278 тонн, суточный прирост дебитов реагирующих скважин в марте составил 14 т/сут

Участок скв. 4466 Ново-Елховская площадь (ОРЗ)

8 Изменение профиля приемистости нагнетательной скважины № 4466 до и после внедрения ОРЗ 1744 1748 Д 0 1752 Профиль приемистости до внедрения ОРЗ Профиль приемистости после внедрения ОРЗ 1756 1760 Д 1 б 2+3 1764 1768 Разделение объектов пакером

Результаты внедрения ОРЗ в нгду «ЕН» Ø До внедр. приёмистость 95 м 3/сут (шт. 4 мм) При Рнагн. = 70 атм. принимал пласт «Д 0» , по нижележащему пласту «б 2+3» приёмистость отсутствовала Ø После внедр. - разобщение кыновского (пл. «Д 0» ) и пашийского (пл. «б 2+3» ) горизонтов позволило подключить к разработке ранее не дренируемый пласт «б 2+3» Ø При сохранении режима работы по верхнему пласту «Д 0» режим работы пласта «б 2+3» - 80 м 3/сут при Рнагн. = 90 атм. (шт. 4 мм) Ø

Влияние ОРЗ на работу ДС скв. № 2791 Рзаб ↑ с 78 до 112 атм, Qж ↑ с 6 до 9, 5 м 3/сут, прирост по нефти - 3, 7 т/сут Ø скв. № 361 в Рзаб ↑ с 59 до 82 атм, Qж ↑ с 7 до 10 м 3/сут, прирост по нефти - 2 т/сут Ø Скв. № 417 до внедрения ОРЗ находилась в периодическом режиме работы из-за низкого Рпл. Увеличение пластового давления позволило перевести скважину на постоянный режим работы Ø

9 Динамика показателей работы добывающей скважины № 2791 -до внедрения ОРЗ -после внедрения ОРЗ

10 Динамика показателей работы добывающей скважины № 361 в -до внедрения ОРЗ -после внедрения ОРЗ

12 Планы по внедрению ОРЗ на объектах НГДУ «Елховнефть»

условное обозначение установки в документации Ø Ø Ø Ø УОРЗ - 146 П (К) - ТУ 3665 -163 -00147587 -2007 УОРЗ -168 П (К) - ТУ 3665 -163 -00147587 -2007 У – установка О – одновременно Р – раздельного З – заводнения П – параллельным расположением труб К – концентричным расположением труб

Степень очистки сточных вод Ø должна быть такой, чтобы сохранялась устойчивая приемистость НС при невысоком давлении (10 МПа) закачки Ø Нормы допустимого содержания в закачиваемой воде примесей устанавливаются на основании лабораторных исследований и опытной закачки воды в скважины

Для подготовки сточных вод используют ØУстановки открытого типа ØУстановки закрытого типа

Недостатки открытых установок Ø сточные воды движутся самотеком Ø контактируют с кислородом воздуха (изменяются свойства воды: происходит окисление железа, изменяется р. Н, повышается коррозионная активность )

Открытая схема установки очистки сточных вод 1–ловушка нефти; 2–насос для откачки ловушечной нефти; 3–пруды-отстойники; 4 -насос для подачи воды на фильтры; 5 -песчаные фильтры; 6 -емкости для чистой воды; 7 -насос подачи воды на КНС; 8 -насос для промывки фильтров; 9 -пруд (амбар) для загрязненной воды

Недостатки открытой схемы очистки Ø Значительная стоимость установки (ж/б ловушки и пруды-отстойники) Ø Занимает большую площадь Ø Не приспособлена к увеличению производительности при росте обводненности продукции скважин Ø Контакт с кислородом воздуха способствует усилению коррозии оборудования

открытые системы позволяют Ø на одних и тех же сооружениях очищать воды разного состава Ø изменять в нужном направлении качество воды при помощи коагулянтов (сернокислый алюминий, ПАА) Ø очищать пластовые и промливневые сточные воды в одном потоке независимо от газонасыщенности состава, воды и закачивать их в НС давления и совместно

Открытые системы рекомендуются Ø для сточных вод с большим содержанием H 2 S и С 02 и для более глубокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей

Закрытая система очистки позволяет интенсифицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением Ø снизить агрессивность сточной воды путем Ø исключения контакта ее с кислородом воздуха Ø Ø уменьшить количество загрязнений в воде использовать остаточное давление газа после аппаратов УПН для очистки сточной воды и для транспорта уловленной нефти и осадка Ø Ø сохранить свойства пластовых вод наиболее полно и рационально использовать оборудование заводского изготовления

Установка очистки сточных вод закрытого типа 1 а, 1 –линии транспорта сточной воды; 2, 7 -герметизированные емкости; 3 -гофрированные гидрофобные пластины; 4 -насос для откачки нефти; 5 -нефтепровод; 6 -водовод; 8 -насос подачи воды на КНС

недостаток закрытых систем Ø необходимость строительства параллельного блока очистки для поверхностных промливневых стоков, расход которых обычно колеблется в пределах 7— 10% от расхода вод, сбрасываемых из аппаратов УПН

В процессе разработки месторождения Ø установка расширяется путем монтажа дополнительных емкостей 2 и 7 Ø По мере увеличения обводненности продукции скважин (ПСР) расширение УПВ путем монтажа дополнительных емкостей нерационально, используется схема совмещенного процесса сепарации, предварительного обезвоживания нефти и очистки сточных вод

Технологическая схема подготовки нефти и воды совмещенным методом I- скважины; 2 - ГЗУ; 3 - дозатор реагента; 4 - трубопровод-к/о; 5 - сепаратор 1 ступени; 6 - путевой подогреватель; 7 трубопровод-к/о (горячий); 8 - сепаратор 2 ступени; 9 - насос-компрессор; 10 -дозатор пресной воды; 11 - насос для подачи пресной воды; 12 трубопровод-к/о ступени обессоливания; 13 - булит-отстойник (технологические резервуары для обезвоживания и обессоливания); 14 - насос; 15 – к/о и укрупнитель шлама на линии пластовой воды; 16, 17 - ЖГФ; 18 - промежуточная емкость; 19 - насос; 20 - дренажная линия; 21 - булит; 22 – резервуар I-совмещение деэмульсации и очистки капель воды в трубопроводе-к/о II –совмещение деэмульсации и очистки сточных вод жидкостной флотацией III-укрупнение капель и частиц шлама IV –очистка дренажной воды в гидрофобном жидкостном фильтре

Традиционные отстойники ОГ-200 Ø работают по принципу разделения эмульсий под действием сил гравитации Ø не обладают достаточной эффективностью качество очищенной воды не отвечает требованиям к подготовке воды для системы ППД при закачке в средне и низкопроницаемые пласты Ø Процесс можно интенсифицировать, используя ЖГФ

В ЖГФ Øв качестве фильтрующей используется нефтяной слой среды высотой 0, 5 м на поверхности воды Ø Загрязненную воду пропускают сверху вниз через входной коллектор в виде отдельных струек и капель, при этом находящиеся в воде частицы нефти сливаются с нефтяной средой Ø Таким же образом в нее переходят и ТВЧ, обладающие гидрофобной поверхностью

ОЖГФ-200 Ø 1 -корпус; 2 -водовод; 3 -водораспределительный коллектор; 4 -нефтеотводной коллектор; 5 -газоуравнительная линия; 6 -гидрозатвор; 7 -задвижка для опорожнения булита; а - фильтрующий слой нефти (0, 5 м); б -очищенная вода.

Пакер защищает Ø ЭК НС от воздействия химически активных вод Ø ЭК от высокого давления Ø ЭК от коррозии, благодаря закачке АКЖ в межтрубное пространство и неподвижности жидкости в нем (коррозионные процессы ускоряются при движении жидкости)

Схема НС с пакером

Разновидности эксплуатации НС Беспакерная допускается при оборудовании доп. 89, 102, 114 мм колонной труб с защитным АКП внутренней поверхности и заливкой цемента затрубного пр-ва до устья скв. Пакерная в комплекте с НКТ в а/к исполнении для вновь вводимых НС независимо от свойств рабочего агента

Критерии внедрения эксплуатационных пакеров

Необходимость внедрения пакера Ø Оценивается суммой коэффициентов по всем критериям ΩΣ= С 10. ΣСі ΩΣ - коэф. необходимости внедрения пакера (произведение суммы коэффициентов всех участвующих в расчете критериев на коэффициент важности скважины) Сі- значение коэффициента одного из интервалов с определенным фактором С 10 -коэффициент, учитывающий степень важности скважины Значения коэффициентов эксплуатационного фонда рассчитываются для всех НС Из НС, на которых планируется проведение ТРС (КРС) приоритет для внедрения пакеров имеют скважины с наибольшими значениями коэффициентов

Основные требования к пакерам в системе ППД: выдepживaть перепад давления до 20. . . 25 МПа 2. ocтaвaтьcя герметичным и неподвижным в течение длительного периода 1. (несколько лет) допускать возможность проведения ГИС и плacтoв 4. допускать возможность проведения работ по промывке забоя и пласта 5. дocтатoчно легко извлекаться из скважины 3.

Пакеры в системе ППД ОАО «Татнефть» Ø пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35 (1500 ед. ) Ø эксплуатационный пакер М I-Х (на 01. 06 г. ) – 541 ед Ø В настоящее время из установленных в скважинах пакеров 89% собраны из деталей, изготовленных в ОАО «ТН» и 11% - оригинальные пакеры изготовления Smith Eurasia. Ø Производство деталей и сборка пакеров на предприятии ОАО «ТН» позволило снизить стоимость пакера в 2 с лишним раза (с 339 до 115 тыс. руб) пакер М I-Х – эксплуатационный механический извлекаемый пакер

Динамика внедрения пакеров МI-Х

Эксплуатационные извлекаемые пакеры МI-Х предназначены для: Ø разобщения ствола обсадной колонны в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах в зоне его установки, проверки герметичности колонны с подачей рабочего давления в затрубное пространство Ø защиты эксплуатационных колонн от воздействия закачиваемой жидкости, а также от повышения давления при технологических операциях по воздействию на ПЗП в процессе эксплуатации нагнетательных и эксплуатационных скважин

Пакеры М I-Х позволяют производить поиск мест негерметичности ЭК Ø поинтервально воздействовать на ПЗП химреагентами, Ø поинтервально закачивать жидкости в НС с целью ППД Ø при использовании компоновки из двух пакеров возможно проведение обработки пластов и регулирование закачки на два различных пласта, вскрытых в одной скважине (ОРЗ) Ø

Особенности пакера М I-Х: дополнительный способ посадки методом растяжения позволяет использовать пакер на малых глубинах Ø воспринимает давление над и под пакером Ø посадка и освобождение производятся правосторонним вращением Ø имеется внутренний байпасный канал Ø уплотнение ниже верхних клиньев позволяет вымыть накопленный шлам до освобождения пакера, что облегчает его извлечение Ø безопасный механизм освобождения Ø

Причины снижения поглотительной способности НС при неизменном давлении нагнетания Ø геологическое строение пласта (состав пород, пористость, проницаемость, неоднородность) Ø загрязненность фильтрующей поверхности пласта (кольматация твердыми частицами, отложения солей) Ø образование сероводорода в результате деятельности СВБ (карбонатные осадки, осадки сульфида железа, закупоривание каналов фильтрации колониями СВБ) Ø рост пластового давления в зоне расположения скважины

изливы НС Ø Позволяют очистить ПЗП в НС при эксплуатации низкопроницаемых пластов или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны

Изливы по способу утилизации Ø Излив в высокоприемистую НС с приемистостью не менее 200 м /сут– утилизация загрязнений излива без дополнительных затрат на сбор и транспортировку загрязненной жидкости излива. Низкоприемистая и 3 высокоприемистая скважины должны находиться на одном разводящем высоконапорном водоводе Ø Излив в автоцистерну-водовоз – излив жидкости из НС при повышенном Рзаб относительно Рпл при открытой задвижке АУ НС в автоцистерну-водовоз, соединенный гидравлически с АУ НС – высокие транспортные расходы для вывоза вод излива Ø Излив в дренажную емкость на КНС – излив жидкости из НС при повышенном Рзаб относительно Рпл при открытой задвижке АУ НС в дренажную емкость КНС, где отстаивается на нефть и осадок – удаляются и утилизируются обслуживающим персоналом КНС – загрязнение внутренней поверхности водов, попадание части загрязнений в ПЗП при возобновлении закачки

Изменение приемистости на скважинах после проведения очистки ПЗП методом ДИ Ø Ø Ø 65%- достигнут положительный эффект, с увеличением приемистости в 1, 5 раза 17%- снижение эффекта до начальной приемистости 35%- ожидаемый эффект не достигнут

Экономический эффект на 1 скважину Показатели 1 Эксплуатационные затраты Базовый вариант Внедренный вариант Трудозатраты Транспортные затраты 2 Экономия эксплуат. расходов 3 Налог на прибыль, 24% 4 Экономический эффект Значение (тыс. руб. ) 200 2, 8 6, 9 183, 4 44 139, 4

Проведение Д И позволяет Ø Увеличить Q с наименьшими затратами Ø Проводить промывку трубопроводов Ø Использовать результаты излива в качестве диагностики ПЗП Ø Использовать результаты излива для планирования других видов ОПЗ

Величина расхода при изливах Ø ограничивается во избежание проявления схлопывания пласта (снижение Ризб в ПЗП, приводит к смыканию открытых пор и трещин, защемлению кольматирующего материала и отсутствии выноса к забою скважины при установившихся перепадах давления и низких скоростях движения)

Расход длительного излива Ø рекомендуется ограничить до 3 -4 м 3/ч, Ø Это обеспечит интенсивный вынос частиц, загрязняющих ПЗП и не приведет к схлопыванию пласта

по длительности Ø Кратковременный - чередование открытия скважины на 10 -12 мин на излив с закрытием на 6 -7 мин для перераспределения Рпл (Рзаб восстанавливается на 80 – 90 % от первоначального). При повторном открытии НС на излив за счет энергии упругого запаса жидкости и пород пласта вода из ПЗП интенсивно выбрасывается в забой Ø Длительный непрерывный процесс излива жидкости из НС при повышенном Рзаб относительно Р пл вскрытого продуктивного пласта при постоянно открытой задвижке устьевой арматуры НС

Применение только длительного излива Øдопускается для скважин с высоким пластовым давлением как исключение

по интенсивности Ø Залповый излив - при полностью открытой задвижке на АУ НС. В начальный момент залпового излива величина расхода значительна по причине резкого падения Рзаб. За счет высоких скоростей движения жидкости ПЗ очищается от закупоренного материала. Затем происходит залповый излив допускается для очистки ПЗП НС, схлопывание пласта. не т. к. не обеспечивает выноса загрязнений из ПЗП и удаления из системы водов и НС Ø Излив с ограниченной величиной расхода через прикрытую задвижку на АУ НС, расход излива – по накладному расходомеру, Ру – по манометру

По методу излива динамический излив (без дозакачки воды в НС) – сочетание кратковременного излива жидкости (чередование открытия скважины на 10 -12 мин на излив с закрытием на 6 -7 мин для перераспределения пластового давления, повторяемое в течение 6 -7 циклов) из НС при повышенном Рзаб относительно Рпл с последующим длительным изливом для промывки забоя скважины, НКТ, АУ и в/в гидродинамический излив (с дозакачкой воды в НС) чередование циклов излива жидкости из НС при повышенном Рзаб относительно Рпл с дозакачкой воды из высоконапорного водовода – гидроударное волновое воздействие на кольматирующие элементы, частично выносимые на устье НС, и частично продавливаемые в пласт

ППД ЗАКАЧКОЙ ГАЗА используется если: Ø отсутствуют источники водоснабжения Ø условия закачки пресной воды неблагоприятны (терригенные нефтенасыщенные объекты разработки, в составе которых имеется значительное количество глинистого материала, разбухающего при контакте с заводнение оказывается не неэффективным и создает серьезные проблемы (низкая приемистость нагнетательных скважин, которая во времени снижается до нуля) пресной водой) -

Недостатки ППД закачкой газа Ø 1. Гидростатическое давление на забое газонагнетательной скважины всегда меньше, чем при закачке воды - плотность компримированного газа кратно меньше плотности воды. Для достижения необходимой репрессии, определяемой объемом закачиваемого газа, увеличивают забойное давление за счет увеличения устьевого давления - необходимо увеличивать рабочее давление на компрессорной станции и затраты на компримирование газа. Ø 2. Обладая высокой сжимаемостью, объем компримируемого газа (для заданного забойного давления) должен быть существенно большим, чем объем воды, что также приводит к возрастанию затрат на компримирование. Ø 3. Закачиваемый углеводородный газ при контакте с нефтью частично растворяется в ней, что приводит к необходимости увеличения объема газа.

Суточный расход нагнетаемого газа Ø Ø Ø Ø Vн. д. , Vв. д. — объемные расходы нефти и воды после дегазации (при стандартных условиях), м 3/сут; bн, bв — объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях. Vг. ст. — объемный расход свободного газа при стандартных условиях, м 3/сут; Р 0, Тст. – стандартное давление, МПа и стандартная температура, К; Рпл. , Тпл. — пластовые давление и температура, МПа и К; z — коэффициент сверхсжимаемости газа. К - поправочный коэффициент К= 1, 2.

Приемистость газонагнетательной скважины Ø μг - вязкость газа при Рзаб. и Тпл, м. Па с. Число газонагнетательных скважин nг. н. = Vг. н. / Qс