Министерство науки и образования РТ

Лениногорский нефтяной техникум

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

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

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Исходные данные

1.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта

1.2 Коллекторские свойства пласта

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

1.4 Природный режим залежи

1.5 Запасы нефти

2. Анализ текущего состояния разработки

2.1 Характеристика технологических показателей разработки

2.2 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

2.3 Анализ выработки пластов

2.4 Мероприятия за контролем процесса разработки

3. Технологическая часть

3.1 Анализ текущего состояния системы ППД

3.1.1 Существующая система заводнения на Западно-Лениногорской площади

3.1.2 Источники водоснабжения системы ППД

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

3.1.4 Защита водоводов от коррозии

3.1.5 Исследования нагнетательных скважин

3.2 Анализ существующей системы ППД на Западно-Лениногорской площади

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

3.2.2 Анализ внедрения индивидуальных насосов для закачки воды в нагнетательную скважину

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

3.2.4 Реализация каскадной технологии подготовки воды

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

3.2.6 Выводы и предложения

4. Расчетная часть

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

4.2 Расчет потерь давления в трубопроводе и в скважине

5. Охрана труда и противопожарная защита

5.1 Техника безопасности и охрана труда при ППД

6. Охрана недр и окружающей среды

6.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды при ППД

ВВЕДЕНИЕ

Основные месторождения Республики Татарстан вступили в позднюю стадию разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции, закономерным снижением уровней добычи нефти. На данном этапе ставится задача стабилизации уровня добычи нефти на достигнутом уровне в течение длительного времени (20-25 лет). Данная задача требует подключения в разработку всех ресурсов республики, в том числе месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, Западно-Лениногорская площадь Ромашкинского месторождения является одним из подобных месторождений. Эксплуатация данной площади традиционными методами не рентабельна. В данной работе сделана попытка показать, как месторождение может оказаться рентабельным, если подобрать существующие новые технологии разработки и новые методы повышения коэффициента нефтеизвлечения.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Характеристика геологического строения основного эксплуатационного объекта

Западно-Лениногорская площадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработки Западно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г. Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для Западно-Лениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100.

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

В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы.

Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров – Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 – 14,4 С°. Наиболее теплым месяцем является июль 18 – 19 С°. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 С°. Максимальная летняя – 38 С°. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное в феврале (до 17 мм ). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.

Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д₁, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм² и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 – 0,100 мкм². В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д₁ представляется совокупностью трех типов пород – коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами.

Фациальный состав коллекторов изменяется от гомодисперсных алевролитов до песчаных фракций.

Рисунок 1. Размещение площадей со схемами заводнения горизонта Д1 Ромашкинского месторождения

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

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

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

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

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

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

В силу многопластового строения горизонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированы в 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типов рассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко и малопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы в подтипы с их долей участия в строении объекта.

В процессе изучения особенностей геологического строения горизонта Д₁ была оценена величина литологической связанности между пластами. Из приведенных данных и в сравнении с другими соседними площадями можно однозначно сказать, что пласты залегают достаточно обособленно друг от друга. Как и по другим площадям, сравнительно высокая связь отмечается между пластами " б₁ " и " б₂ " - 41%; " г₁ " и " г₂ " – 34% и несколько меньшая связь между остальными пластами. С одной стороны, как известно, наличие зон слияния способствует возникновению естественных очагов заводнения, что способствует интенсификации выработки запасов нефти. С другой стороны достаточная обособленность способствует эффективному использованию дифференциального подключения пластов к разработке. В этой связи данная площадь выгодно отличается от соседней Южно-Ромашкинской площади.

1.2 Коллекторские свойства пластов

Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д₁ по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм² , а первого и

третьего 0,387 и 0,379 мкм² соответственно. Это, видимо объясняется различным объемом выработки по представительности групп пород.

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

Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту " б₁ " до 3,8м. по пласту " б₃ ". При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43 – 0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта " г₁ " составляет 0,666 мкм², а пласта " б₃ " – 0,939 мкм², при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм².

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

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

Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт " г₂ " отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.

Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту " в ". Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.

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

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть".

Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам.

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

Свойства пластовой нефти

Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3

Газосодержание, % 52,2-66,2

Суммарный газовый фактор, 50,0

Плотность, кг/м3 768,0-818,0

Вязкость, мПа с 2,4-10,4

Объемный коэффициент при

Дифференциальном разгазировании 1,128-1,196

Плотность дегазированной нефти, кг/м ³ 795,0-879,0

Компонентный состав газа

Азот + редкие

В т.ч. гелий, % 10,36

Метан, % 39,64

Этан, % 22,28

Пропан, % 18,93

Изобутан, % 1,74

Н. Бутан, % 4,36

Изопентан, % 0,67

Н. Пентан, % 0,65

Гексан, % 0,46

Сероводород, % 0,02

Углекислый газ, % 0,89

Плотность газа, кг\м³ 1,2398

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор – кальциевого типа с общей минерализацией 252 – 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см³ , вязкость 1,9 мПа×с. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 – 0,368 м³/ м³, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.

1.4 Природный режим залежи

Энергетическое состояние залежи – главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе разработки формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи.

Эксплуатация Западно-Лениногорской площади производится в водонапорном и упруговодонапорном режиме.

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

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

Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления, тем большие массы жидкости вовлекаются в упругое перемещение по направлению к скважинам. Зона депрессии, образовавшаяся вначале непосредственной близости к забоям скважин, постоянно распространяется на всю залежь и ее пределы, вызывая упругое расширение все новых масс

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

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

1.5 Запасы нефти

По состоянию на 1.01.02г. из продуктивных пластов горизонта Д₁ Западно-Лениногорской площади отобрано 73,599 млн. т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор – 1,76.

В 2002г. с площади отобрано 420 тыс. т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо-нефтяной фактор – 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 Мпа.

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Характеристика технологических показателей разработки

По состоянию на 1.01.02г. из продуктивных пластов горизонта Д₁ Западно-Лениногорской площади отобрано 73,599 млн. т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор – 1,76.

В 2002г. с площади отобрано 420 тыс. т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо-нефтяной фактор – 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 Мпа. В продуктивные пласты закачано сначала разработки 209298 млн. м³ воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 109,1 %. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.02г. равен 155, из которых 21 остановлена по технологическим причинам. Максимальная добыча нефти 3,893 млн. т. была достигнута в 1971г. Добыча в 3-3,9 млн. т. удерживалась в течение 10 лет. Начиная 1972г. наблюдается неуклонное снижение добычи нефти и рост обводненности до 1986г. С 1987г. обводненность снижается. В 1997г. добыча нефти в 8,5 раз меньше по-сравнению с достигнутым максимумом. В настоящее время темп снижения добычи нефти уменьшился, и площадь вступила в 4-ю стадию разработки. Максимальный уровень добычи жидкости порядка 8,0 млн. т. удерживался в течение 10 лет, в последние годы быстро снижается.

2.2 Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

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

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

На нефть введены 3 скважины (39484, 39485-нагнет., 39486 – экспл.) Скважина 39487 освоена под нагнетание.

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

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

Таблица №1. Характеристика пробуренного фонда скважин

Р а с ш и ф р о в к а ф о н д а	на 1.01.2002г.	на 1.01.2003г.
1. Дающие нефть, всего /в т.ч. нагнетательные а) фонтан/ в т.ч. нагнетат. б) ЭЦН/в т.ч. нагнетат. в) СКН/в т.ч. нагнетат. 2. Бездействующий фонд/в т.ч. нагнетатательные. 3. Осваиваемые и ожид. освоения/ в т.ч. нагнетат. 4. Эксплуатационный фонд/ в т.ч. нагнетат.	347/59 - 57/3 289/56 32/6 2/2 379/65	328/58 - 50/1 278/57 56/8 - 384/66

5. Дающие техническую воду. 6. Нагнетатательный фонд. а) под закачкой/ в т.ч. остан. по технич. прич. б) в бездействии после закачки. в) в ожидании освоения после бурения. г) в ожид. освоен. после экспл. на нефть. 7. Контрольные 8. Пьезометрические 9. В консервации 10.В ожидании ликвидации 11.Ликвидированные/ в т.ч. а) по геологическим причинам б) по техническим причинам 12.Переведено на другие горизонты 13.Всего пробурено

3

203 180/49 21 1 1 - 24 30 1 222 165 57 51 915

3 208 192/42 15 - 1 - 25 26 1 221 164 57 51 919

Действующий фонд составляет 311 скважин, состоит из механических скважин, которые составляют 99,2 % от всего фонда. Под закачкой находятся 145 скважин, из них 57 переведены под закачку добывающих. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 3,4 т/сут. По жидкости 23,8 т/сут. По сравнению с 1982г. дебит нефти снизился на 11 т/сут. Забойное давление добывающих скважин равно 9,8 МПа. За период с 1982 по 2003 гг. оно снизилось на 0,7 МПа. Пластовое давление за этот период осталось на одном уровне и равно 16,7 МПа.

2.3 Анализ выработки пластов

С момента начала разработки блока отобрано 1959 млн. т. нефти. Это 43,0% начальных геологических и 89,9% извлекаемых запасов. Основная добыча нефти осуществляется в результате дренирования запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, отбор из глинистых составляет 21%, из малопродуктивных – 4%.

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

По пластам " а ", " б₂ ", " б₃ " в активную разработку вовлечены запасы нефти, связанные с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, о чем свидетельствует относительная величина остаточных извлекаемых запасов. По остальным пластам тенденция явного отставания.

Пласт “а” содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 71,9% от НИЗ нефти. Введены на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 6028в, 39477, 39487.В активную разработку за отчетный год вовлечено 22 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б1” содержит 10,1 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 70,7% от НИЗ нефти по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 39477, 39487. В активную разработку вовлечено 4 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б2” содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б.В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б3” содержит 24,1% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 97,1% от НИЗ по пласту. Введена на нефть скважина 39485. В отчетном году под закачку освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6019б. В активную разработку в течении года введено 24 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “в” содержит 20,6% НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 89,8% от запасов по пласту. Под нагнетание воды освоена скважина 6076а. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6149а.

Пласт «г1» содержит 14,9% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 95,9% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Введена на нефть скважина 39485.Отключение пласта из-за обводнения произведено в скважинах 6149а, 6144б, 6156а.

Пласт «г2+3» содержит 4,0% от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,8% от запасов по пласту. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6144б. В целом по блоку из 3078 тыс. т. текущих извлекаемых запасов около 50% связана с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, более 30% с малопродуктивными. Таким образом, структура запасов сместилась в сторону их существенного ухудшения и, естественно, все технологические решения, в основном должны будут акцентированы на выработку этих запасов.

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

2.4 Мероприятия за контролем процесса разработки

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

На площади выделено 3 блока. Выделение самостоятельных блоков разработки вызвано различием геологического строения пород пластов, а также необходимостью более детального их изучения с целью выявления особенностей разработки каждого блока.

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

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

В начале 80-х гг. перед добывающей организацией Министерством нефтяной промышленности ставился жесткий повышенный план добычи не только нефти, но и жидкости. Часто в ущерб эффективности отбиралась попутная вода, не участвующая в вытеснении нефти и соответственно в больших объемах закачивалась в пласт, не уделялось также достаточного внимания регулированию отборов нефти и воды из добывающих скважин, закачке воды в пласты.

Результаты разработки ряда площадей Ромашкинского нефтяного месторождения за последние 5 – 6 лет показали, что высокие уровни добычи нефти можно достичь на данном этапе без чрезмерного отбора попутной воды из продуктивных пластов, применяя технологию оптимальной выработки нефтяного пласта. Принципы применяемой технологии оптимальной выработки нефтяного пласта сформулированы Н.Н. Непримеровым. Оптимизируя расстояние и плотность сетки скважин на основе прослушивания межскважинного интервала и разукрупления объектов разработки создается возможность регулирования выработки каждого пласта по площади. Поддерживая пластовое давление на уровне начального (оптимального) и не превышая практического значения депрессии при отборе жидкости и репрессии при нагнетании воды, обеспечивается равномерная отработка пластов по толщине с минимальным обводнением.

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

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

Отключение из разработки обводненных пластов в скважинах.

Проведение работ по изоляции законтурных вод.

Применение нестационарного заводнения и изменение направления потоков жидкости в пласте.

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

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

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

Широкое внедрение нестационарного заводнения с консервацией КНС в зимнее время и создание более гибкой системы ППД.

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

Проведенные расчеты показали, что за счет сокращения добычи попутной воды эксплуатационные затраты по площади уменьшились на 2,5 млн. в год. Из вышесказанного можно сделать вывод, что при тщательном регулировании разработки объекта можно избежать большого отбора воды, которая не участвует в вытеснении нефти из пласта.

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

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

форсирования 32 скважин, в которых проводилась поэтапная смена насосов на более производительные, т. е. Происходило последовательное наращивание темпов отбора жидкости. Определенного участка форсированного отбора жидкости по площади нет. Для этих целей использовались высокообводненные скважины. Из рассмотрения были исключены скважины, которые в условиях форсированного отбора работали меньше года.

Анализ проводился по двум направлениям.

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

В 21 скважине наблюдалось увеличение добычи нефти, в 11 скважинах – уменьшение. Суммарный прирост добычи нефти составил 12,7 тыс. т. Снижение обводненности произошло в 7 скважинах. Обводненность дополнительно добытой нефти – 97,7%.

Второе направление анализа – определение влияния форсированного отбора жидкости на эффективность процесса вытеснения нефти, для чего были построены характеристики вытеснения по 17 скважинам в координатах: накопленная добыча нефти – логарифм накопленной воды. Как известно, добыча нефти сопровождается естественным падением уровня по мере истощения запасов. Характеристики вытеснения позволяют учесть это падение при определении технологического эффекта. В 53% форсируемых скважинах наблюдается увеличение углового коэффициента прямой к оси абсцисс после начала форсирования. Это свидетельствует об улучшении использования запасов нефти или увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения из-за изменения направления фильтрационных потоков, подключения в работу ранее не работавших пропластков. В остальных случаях угловой коэффициент прямой уменьшился, что говорит об ухудшении показателя эффективности вытеснения.

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

За одинаковый период работы до и при форсировании конкретной скважины определялись и сопоставлялись суммарная добыча жидкости отдельно по форсированной скважине и по соседним скважинам. Только в 10 скважинах прирост добычи нефти в форсированных скважинах происходит за счет собственных возможностей этих скважин, в 19 скважинах за счет уменьшения добычи нефти и жидкости окружающих скважин.

Проведенный анализ позволяет сделать следующий вывод:

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

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Анализ текущего состояния системы ППД

3.1.1 Существующая система заводнения на Западно-Лениногорской площади

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

Хотя вода – спутник нефти с момента ее образования, появление воды в добывающих скважинах рассматривалось как аварийное состояние и скважины останавливались. И только в конце 20-х – начале 30-х годов было замечено, что из скважин, в которых появлялась вода, извлекалось нефти больше и добыча была стабильней, чем в безводных скважинах. В 1932 г. комиссия под руководством акад. И. М. Губкина установила возможность и эффективность вытеснения нефти из пластов контурными пластовыми водами. Естественный водонапорный режим разработки нефтяных залежей был признан наиболее эффективным.

С 30-х годов начала развиваться теория нефтяного пласта, водонапорного режима разработки и интерференции скважин. Однако идея восполнения пластовой энергии, расходуемой на вытеснение нефти и нагнетанием воды в пласты через скважины с поверхности, у нас в стране впервые была выдвинута и осуществлена лишь в послевоенные годы под руководством акад. А. П. Крылова.

Искусственное заводнение получило широкое распространение. На месторождениях, разрабатываемых с заводнением залежей, в настоящее время добывается около 90 % от общего уровня добычи нефти, в пласты закачивается более 2 млрд. м³ в год. Популярность искусственного заводнения нефтяных залежей обусловлена его следующими преимуществами:

- доступностью и бесплатностью воды;

- относительной простотой нагнетания воды;

- относительно высокой эффективностью вытеснения нефти водой.

Первоначально применение заводнения связывалось в основном с закачкой воды в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной части месторождения (законтурное заводнение). Принципы законтурного заводнения - многоэтапность разработки, перенос нагнетания, отключение малообводненных скважин и другие – не получили распространения.

Развитием законтурного заводнения явилось создание системы внутриконтурного заводнения. В этом случае месторождение рядами нагнетательных скважин “разрезается” на отдельные полосы, блоки или площади самостоятельной разработки и нефть вытесняется нагнетаемой водой. Впервые внутриконтурная система разработки была запроектирована в 1955 г. на Ромашкинском месторождении.

В начале 60-х годов институтом «Гипровостокнефть» были обоснованы блоковые системы внутриконтурного заводнения. При этих системах требуется разрезать нефтяное месторождение на блоки оптимальных размеров, которые исключают консервацию запасов нефти во внутренних зонах.

В случае приконтурного заводнения нагнетательные скважины располагаются внутри залежей в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Применяется для разработки небольших залежей (шириной не более 4-5 км) с известным положением контуров нефтеносности при относительно выдержанных пластах, высокой проницаемости и малой вязкости нефти.

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

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

Очагово-избирательная система заводнения предназначена для разработки месторождений с высокой неоднородностью и прерывистостью продуктивных пластов. По этой системе работают нефтяные залежи нижнего карбона на Ромашкинском месторождении.

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

цаемых и нефтенасыщенных менее проницаемых слоев и зон.

Такая ситуация наблюдается на Западно-Лениногорской площади с внедрением в разработку верхних пластов девона.

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

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

На Западно-Лениногорской площади сложилась комбинированная система разработки, сочетающая линейное разрезание площади на 3 блока с очаговым заводнением. Пластовое давление поддерживается 7 КНС с общим нагнетательным фондом скважин 135. Давление нагнетания варьируется от 150 до 195 кг/см³. КНС обеспечивается как сточными нефтенасыщенными водами, так и пресной водой. Общий объем закачки составляет примерно 7500 м³/сут. Из них 5000 м³/сут сточные воды.

Для поддержания давления нагнетания применяются различного типа насосные агрегаты: от серийных ЦНС-180 до малопроизводительных насосов ГНУ «РЭДА» и ЦНС-45-1800. Разработка ведется в основном верхних пластов горизонта Д1.

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

слабопроницаемых пластов.

Система разработки Западно-Лениногорской площади предусматривает закачку химических реагентов для повышения нефтеотдачи пластов.

3.1.2 Источники водоснабжения системы ППД

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

Применение сточных вод нефтедобывающих предприятий в системе заводнения позволит сократить расход дефицитной пресной воды для закачки в пласты и предотвратить загрязнение водоемов. Кроме того, сточные воды нефтедобывающих предприятий имеют повышенную температуру и низкое поверхностное натяжение и благодаря этому обладают большей по сравнению с речной водой нефтевымывающей способностью. По данным И.Г. Мархасина и И.Ф. Глумова, сточные воды вытесняют из пористой среды примерно на 5% нефти больше, чем речная вода.

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

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

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

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

SO₄^2- + Ca²⁺ + 2H₂O = ↓ CaSO₄ · 2H₂O

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

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

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

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

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

Уменьшение приемистости нагнетательных скважин вызывается также кольматацией пор пласта продуктами коррозии труб, по которым закачивается вода в пласт. При подготовке и закачке воды в пласт происходит химическая и электрохимическая коррозия металла труб. Продукты коррозии труб, попадая в призабойную зону скважины и оседая в ее фильтровой части, за короткий промежуток времени могут снизить приемистость этой скважины до нуля.

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

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

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

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

- содержание кислорода в воде должно быть исключено;

- в воде не должны содержаться планктон и водоросли;

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

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

- для подавления деятельности бактерий должны быть применены соответствующие бактерициды;

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

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

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

Требования, предъявляемые к качеству пластовой воды

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

По составу, плотности и физико-химическим свойствам пластовые воды различных месторождений неодинаковы. Для сравнения химического состава и оценки их качества пластовые воды классифицируют по Ч. Пальмеру или В.А. Сулину.

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

Все пластовые воды по классификации В.А. Сулина подразделяются на четыре класса: 1) сульфатнонатриевые; 2) гидрокарбонатнонатриевые; 3) хлормагниевые и 4) хлоркальциевые. В свою очередь, каждый класс разделяется еще на три группы вод: гидрокарбонатные, сульфатные и хлоридные, а также группа включает три подгруппы: кальциевые, магниевые и натриевые.

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

Для оценки химического состава пластовых вод обязательно определяют шесть ионов: Cl^-, SO₄², HCO₃^-, Ca²⁺, Mg²⁺, Na⁺, а также плотность и водородный показатель воды (pH). Такой анализ называется стандартным или шестикомпонентным. Иногда дополнительно в пластовых водах определяются содержание следующих ионов: I^-, Br^-, NH⁴⁺, CO₃²⁺, Fe²⁺, H₂S.

Пластовые воды, добываемые вместе с нефтью и содержащие бром (Br) и иод (I), часто перерабатывают на специальных заводах для получения этих продуктов в чистом виде.

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

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

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

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

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

Перекачка высокоминерализованной пластовой воды насосами требует повышенного расхода мощности двигателей, однако, вместе с этим у высокоминерализованных вод улучшаются процессы отстаивания нефти от воды, уменьшается набухание глинистых частиц продуктивного пласта и понижается температура замерзания этой воды.

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

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

В настоящее время вместе с нефтью добывается около 550-600 млн.м³ пластовых вод в год.

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

- стабильность химического состава закачиваемой воды;

- повышенная нефтевымывающая способность;

- вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин;

- не должна быть коррозионно-активной;

- затраты на очистку и подготовку воды должны быть минимальными;

- совместимость с водой, содержащейся в пласте;

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

- температура воды должна исключать существенное охлаждение пласта, изменение вязкостных характеристик вытесняемой нефти и возможность выпадения АСПО в пористой среде пласта и особенно призабойной зоне;

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

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

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

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

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

Большинство пластовых сточных вод имеет низкую стабильность, что связано со значительным содержанием в них ионов бикарбонатов НСО_3- и солей закисного железа в форме бикарбоната Fe(HCO₃)₂.

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

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

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

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

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

3.1.4 Защита водоводов от коррозии

Трубопроводы, резервуары и другое нефтепромысловое оборудование в процессе эксплуатации подвергаются, как правило, интенсивной коррозии, в результате чего затрачивается много времени и средств на их замену для восстановления нормальной работы.

Коррозией металла называют самопроизвольное разрушение металлических материалов вследствие физико-химического взаимодействия их с окружающей средой. Процесс коррозии может протекать двумя путями: прямым химическим воздействием среды на металл и в результате электрохимических реакций, сопровождающихся прохождением электрического тока между отдельными участками поверхности металла.

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

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

Описанный процесс напоминает нам гальванический элемент.

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

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

- концентрация агрессивных компонентов (H₂S, CO₂), с ростом которых коррозионное разрушение металла происходит интенсивнее;

- температура и давление - повышение температуры ускоряет анодные и катодные процессы, т. е. увеличивает скорость движения заряженных ионов, а повышение давления - облегчает процесс гидролиза многих солей, увеличивает растворимость CO₂ ;

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

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

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

- механическое воздействие на металл – в результате различных ударов и деформаций изменяется структура металла, возникают повышенные напряжения, и эти места усиленно коррозируют.

Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает

углекислый газ CO₂, содержащийся в пластовых водах, добываемых вместе с нефтью.

Ca²⁺ + H₂O = H₂CO₃

H₂CO₃ + Fe = FeCO₃ + H₂

Ca²⁺ + 2HCO₃ =CaCO₃ + СаCO₂ +H₂O.

Промысловые трубопроводы защищаются от внутренней и внешней коррозии.

Против коррозии внешней поверхности труб применяют разнообразные покрытия для изоляции промысловых трубопроводов от контакта с грунтом. Основными являются две большие группы покрытий: на основе полимеров и на битумной основе (пассивные методы защиты от коррозии). Такая внешняя защита труб от коррозии по некоторым причинам (изменение температурных условий, влажности грунтов и т. д.) не может обеспечить эффективной защиты трубопровода на весь период его эксплуатации. Поэтому через некоторое время (6-10 лет) сооружают протекторную или катодную защиту трубопроводов (активные методы защиты).

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

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

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

В НГДУ “Лениногорскнефть” в I квартале 2002 года проводились следующие методы борьбы с коррозией:

1) Ингибиторная коррозия.

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

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

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

Точек контроля скорости коррозии – 68.

В этом году в мероприятиях запланировано во II, III кварталах смонтировать 11 точек подачи ингибитора коррозии: ЦДНГ № 1-3, остальные ЦДНГ по 4 точки, там же автоматически должны монтироваться точки контроля скорости коррозии; 2 точки контроля должны смонтировать ППД.

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

2) Антикоррозионные покрытия.

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

Отказов на таких трубах в 2002 году нет (общее количество порывов в системе нефтесбора за январь-февраль – 46, в 2001 году за данный период – 75 км).

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

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

3) Электрохимическая защита.

В январе-феврале 2002 года по предварительным данным построено с протекторной защитой 1,4 км нефтепроводов, водоводов – 9,3 км.

3.1.5 Исследование нагнетательных скважин

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

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

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

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

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

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

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

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

В НГДУ “Лениногорскнефть” проводятся следующие виды исследовательских работ нагнетательных скважин:

1) Контроль за техническим состоянием эксплуатационных колонн,

применением в комплексе или в отдельности методов расходометрии, термометрии.

2) Учет суточных объемов закачки по приборам установленных на КНС.

3) Замер устьевых давлений.

4) Определение забойных давлений.

5) Определение пластового давления.

6) Исследования профиля приемистости глубинным расходомером.

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

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

Учет суточных объемов закачки воды производится на КНС с помощью счетчиков типа СВУ и др. типов. Данные о расходе воды на КНС передаются в диспетчерско-технологическую службу цеха ППД через каждые 2 или 4 часа. Данные о расходах воды по каждой КНС передаются в центральную инженерно-технологическую службу НГДУ с периодичностью 1 раз в сутки. Замер расхода воды в нагнетательных скважинах осуществляется с помощью как стационарных, так и переносных накладных счетчиков воды, не реже 1 раза в месяц. При отклонениях показаний расходов воды по регистрирующим расходомерам на КНС от установленного технологического режима производится проверка водоводов, арматур и колонны, устанавливается место нарушения их герметичности и объем утечек воды, вносится поправка в объемы закачиваемой воды, устраняется выявленный дефект.

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

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

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

Определение коэффициента приемистости нагнетательных скважин производится путем построения индикаторных диаграмм не менее чем на 3-х режимах закачки лил по кривым восстановления (падения) давления. При наличии в скважине 2-х или более перфорированных пластов исследования проводятся одновременно с замерами профиля приемистости глубинным расходомером.

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

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

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

Термометрия. Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху ; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте, -газо, -водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте-, водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Рпл и Рнас ;определение Тзаб и Тпл ; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.

Таблица №2. Виды и объем исследовательских работ

Категория скважин	Наименование планируемых видов исследовательских работ	Периодичность
Нагнета - тельные	1) Контроль за техническим состоянием эксплуатационных колонн, применением в комплексе или в отдельности методов расходометрии, термометрии. 2) Учет суточных объемов закачки по приборам установленных на КНС. 3) Замер устьевых давлений. 4) Определение забойных давлений. 5) Определение пластового давления. 6) Исследования профиля приемистости глубинным расходомером. 7) Анализ закачиваемой воды на предмет определения КВЧ, окиси Fe, нефтепродуктов на водоочистных сооружениях.	1 раз в год ежедневно 1 раз в квартал 1 раз в квартал 1 раз в квартал 1 раз в год 1 раз в сут. при наличии автомат. системы

3.2 Анализ существующей системы ППД на Западно-Лениногорской площади

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

С вступлением Ромашкинского месторождения в позднюю стадию разработки, истощением нижележащих пластов горизонта ДI возникла необходимость более детально заняться вытеснением нефти с верхних пластов девона, представленными алевролитами, глинистыми отложениями, проницаемость которых очень низка. Внедрение очагового заводнения при разработке верхних малопродуктивных пластов поставило перед ППД задачу перехода на менее производительное оборудование. Для извлечения нефти из пластов необходимы были высокие давления при малых объемах закачки.

Начиная с конца 80-х годов в НГДУ «Лениногорскнефть» получило начало применение насосного оборудования высокого давления: насосы типа ЦН-200 , ЦНС-180´1900 , ЦНС-63´320 и другие. Это была попытка вовлечения в разработку слабопроницаемые пласты. Стали применяться погружные установки высокого давления, так на УЭНП-6221”а” давление нагнетания достигало до 270 кг/см² , а насосная установка ЦНС-63´320 развивала давление до 300 кг/см². Но эти насосные агрегаты быстро выходили из строя и не дали ожидаемого результата. Поэтому в начале 90-х годов начали применять насосные установки малой производительности и высокого давления. Это были установки РЭДА производительностью от 200 до 1500 м³/сут с давлением нагнетания от 150 до 230 кг/см².

Таблица №4. Данные по экспериментальным насосам РЭДА.

№ КНС	Агрегат	Моточасы за Отчет. мес.	Закачка за мес.	Моточасы с нач эксп	Закачка с нач. эксп.	Параметры и дата установки
1	2	3	4	5	6	7
121	1	62.21	3465	9237.38	415371	РВЫК=175 РПР=24 РЭДА-1000/180 27.07.99
121	2	0.00	0	8635.17	422651	РВЫК=150 РПР=22 РЭДА-1000/180 29.11.97
121С	3	718.51	34454	7634.03	349968	РВЫК=145 РПР=17 РЭДА-1000/150 26.04.98
121С	4	4.12	190	11825.07	556713	РВЫК=150 РПР=10 РЭДА-1000/150 08.01.98
14	1	0.00	0	3203.58	50711	РВЫК=80 РПР=0 РЭДА-1000/80 25.11.98
14	2	487.28	8202	16264.53	359403	РВЫК=170 РПР=17 РЭДА-500/150 05.04.99
3	2	214.13	10496	9695.44	469906	РВЫК=180 РПР=21 РЭДА-1000/180 15.10.99
10	1	122.49	2589	124.49	2641	РВЫК=40 РПР=32 РЭДА-1000/180 24.09.01

С внедрением ГНУ (горизонтальная насосная установка) стало возможным разработка слабопроницаемых пластов горизонта ДI. В конце 90-х годов промышленность освоила выпуск российских насосов малой производительности высокого давления. Начали выпускаться насосы - ЦНС 45´1900 , ЦНС 63´1800 , ЦНС 40´2000 , ЦНС 80´1900. Этот ряд насосов позволил успешно проводить разработку слабопроницаемых коллекторов.

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

№ КНС	Агрегат	Моточасы за мес.	Закачка за мес.	Моточасы с нач. эксп.	Закачка с нач. эксп.	Параметры и дата установки
10С	1	13.48	928	17874.56	1512628	РВЫК=0 РПР=8 ЦНС 63/1250 № 11-98 01.12.98
10С	2	728.49	100297	972.11	133090	РВЫК=105 РПР=15 ЦНС 180/1100 №709 18.09.01

122

1

345.01

29165

1918.33

181556

РВЫК=170 РПР=15 ЦНС 63/1800 №28

23.03.01

122

2

128.48

13735

7941.42

799030

Р_ВЫК=160 Р_ПР=24

ЦНС 63/1800 №3-98

04.02.00

124П

1

273.40

19674

8848.06

567050

Р_ВЫК=0 Р_ПР=16

ЦНС 63/1400 №19-98

18.02.99

124П

2

395.54

28738

13702.08

864488

Р_ВЫК=160 Р_ПР=16

ЦНС 63/1400 №28-97

16.05.98

124С

3

205.33

16891

7394.57

660998

Р_ВЫК=150 Р_ПР=6.5

ЦНС 63/1400 №18-97 01.03.00

129

1

219.36

20837

7477.04

860413

Р_ВЫК=135 Р_ПР=27

ЦНС 90/1422 №4-98 15.07.99

14

3

0.00

0

284.24

16937

Р_ВЫК=0 Р_ПР=14

ЦНС 63/1400 №47-2000

27.07.01

14

4

70.3

4325

382.17

23417

Р_ВЫК=0 Р_ПР=14

ЦНС 63/1400 №55-2000

27.07.01

3

3

296.19

17738

674.47

39171

Р_ВЫК=0 Р_ПР=9

ЦНС 45/1900 №10-2000

03.08.01

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

подача номинальная, м3/час	63	63	63
подача минимальная, м3 /час	44	44	44
подача максимальная, м3/час	75	75	75
Напор, м	1000	1400	1800
Мощность насоса, кВт, не более, при
подаче Qном и плотности рабочей среды:
1000кг/м3	447	572	654
1120 кг/м3	515	640	733
Мощность агрегата максимальная при подаче
1,2 Qном и плотности рабочей среды 1 120 кг/м3
	579	704	805
КПД, % не менее 52 54 54 число секций 9 13 16 Электродвигатель насосного агрегата : ВАО, СТДМ, ВАО, СТДМ, ВАО, СТДМ, АРМ АРМ АРМ номинальная мощность 630 800 1000 номинальное напряжение 6000 6000 6000 род тока переменный переменный переменный номинальная частота вращения об/мин 3000 3000 3000 Масса агрегата, кг 8930 9000 10300 Внедрение насосов высокого давления не полностью решило вопрос разработки слабопроницаемых коллекторов. В частности, на устье удаленных от КНС скважин имеют место значительные потери давления. На существующих КНС подключенные нагнетательные скважины имеют различную приемистость (от 20 до 600 м3/сут) и различное необходимое рабочее давление (13,0-20,0 МПа). Группировка скважин по приемистости ограничена возможностями насосного оборудования на КНС. Кроме того, наблюдаются потери давления вследствие большой протяженности водоводов (1,5 - 3,5 км). Увеличение же давления на самих КНС свыше 19,5 МПа нецелесообразно вследствие возникновения порывов. До недавнего времени нагнетательные скважины со слабопроницаемыми коллекторами, как правило, не участвовали в процессах разработки. Для решения этого вопроса в НГДУ «Лениногорскнефть» параллельно с внедрением малопроизводительных насосов начались работы с погружными установками с верхним наземным и погружным приводом на основе скважинных насосов ЭЦН. Задачей нового способа закачки является повышение эффективности разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов.. Этот способ закачки воды в нагнетательные скважины включает подачу воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием насоса ЭЦН, при этом закачку воды в пласт осуществляют при обеспечении необходимого давления через обратный клапан по НКТ, а для защиты эксплуатационной колонны от перепадов давления используют пакер. Насосная установка для осуществления данного способа состоит из насосно - компрессорных труб, устьевой запорной арматуры, патрубка, погружного электродвигателя и насоса, при этом погружной электродвигатель расположен в верхней части насосной установки, насос выполнен секционным, количество секций насоса взаимосвязано с давлением нагнетания, а в нижней части установки размещен компенсатор вертикальных нагрузок для снятия линейных перемещений НКТ и веса насосной установки. В эксплуатационную колонну на перфорированном патрубке спущена насосная установка, содержащая компенсатор, погружной электродвигатель с кабелем, который через протектор соединен с секционным насосом, обратным клапаном и эксцентричной муфтой, служащей для передачи давления на выходы секционного насоса по импульсной трубке на электро-контактный манометр (ЭКМ), установленный на устьевой запорной арматуре. ЭКМ позволяет отключить насосную установку при достижении рабочего давления выше допустимого, а также при падении давления на входе в насос ниже допустимого. Расположенный ниже эксцентричной муфты компенсатор вертикальных нагрузок предотвращает линейные перемещения НКТ и снимает их вес с насосной установки. НКТ оборудованы пакером, расположенным выше кровли пласта. Межтрубное пространство заполняется ингибированной водой. Насосная установка регулирует и поддерживает режим работы нагнетательной скважины следующим образом: вода от системы разводящих трубопроводов низкого давления поступает по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием секционного насоса. Приобретая необходимое для нагнетания давление, вода поступает в пласт через обратный клапан, предотвращающий излив из пласта при остановке и НКТ. Для защиты эксплуатационной колонны от повышенного давления используют пакер, установленный выше кровли пласта. По необходимому рабочему давлению и в зависимости от давления на приеме насоса подбирается количество секций насосной установки, что позволяет охватить процессом заводнения различные участки площадей в зависимости от приемистости. Применение данного способа для закачки воды позволяет улучшить регулирование процессов разработки нефтяных пластов, режим работы нагнетательной скважины не зависит от других скважин, подключенных к КНС, позволяет частично автоматизировать работу нагнетательной скважины, поднять рабочее давление на устье нагнетательной скважины, осуществить индивидуальный подбор типоразмера насоса по приемистости конкретной скважины, кроме того, обеспечивается принципиальная возможность перехода на низконапорную систему поддержания пластового давления с кратным снижением капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Данное изобретение может быть использовано также для дозировки ингибиторов, реагентов при обработке скважины, утилизации сточных вод. Способ закачки воды в нагнетательную скважину реализуется с помощью насосной установки, представленной на рис.2. Имея большой накопленный опыт эксплуатации погружных насосов на нагнетательных скважинах и учтя все ошибки и конструктивные особенности в 1998 году была разработана, изготовлена и внедрена на скважине №4066а принципиально новая конструкция механизированного привода для нагнетательной скважины. Конструктивной особенностью данной установки является вынос электродвигателя на поверхность, т. е. на арматуру нагнетательной скважины (см. рис.3). Насос устанавливается в нагнетательную скважину на глубине 20 метров от устья. Для компенсации верхних перемещений выкидная труба через ниппель подвижно соединяется с подвеской НКТ. Подвеска НКТ оборудуется пакером в нижней части (выше кровли пласта). Межтрубное пространство заполняется ингибированной водой. Замер приемистости регистрируется СВУ на блоке-гребенке (БГ). Положительные стороны: 1)Разгружается водовод от кустовой насосной станции (КНС) до скважины (давление на приеме УЭЦН 6-27 атм. , на выкиде до 210 атм. ), т. е. снижается количество порывов. 2)У насосов ЭЦН с погружным электродвигателем кабель и сам электродвигатель находятся в рабочей среде (за 2000 год 8 установок вышли из строя по причине изоляции «0»). 3)Упрощается монтаж насоса, т.к. уменьшается длина импульсной трубки (у насоса с погружным электродвигателем длина импульсной трубки 20.1 м, у насоса с верхним приводом 12.5м). 4)Широкий выбор типоразмеров серийно выпускаемых насосов (20-500 м3/сут). 5)Возможность поднять рабочее давление на устье нагнетательной скважины до 21,0 МПа. 6)Индивидуальный подбор типоразмера насоса по приемистости конкретной скважины. 7)Нет необходимости строительства шурфа. 8)Решается частичная автоматизация работы нагнетательных скважин. 9)Режим работы нагнетательной скважины не зависит от других скважин, подключенных к КНС. 10)Улучшение регулирования процессов разработки нефтяных пластов. 11)Вовлечение в работу нагнетательных и добывающих скважин на участках с низкопроницаемыми коллекторами. 12)Принципиальная возможность перехода на низконапорную систему ППД с кратным снижением капитальных вложений и эксплуатационных затрат. 13)Возможность проведения циклической закачки круглый год. 14)Экологически чистая технология. Благодаря тому, что электродвигатель расположен на поверхности, достигнуто: -токоведущие части установки вынесены из колонны скважины на поверхность и не подвергаются воздействию высокого давления и сточных вод; -отсутствует кабельный ввод в арматуре; -отсутствует протектор защиты электродвигателя в скважине; -забор воды на прием установки происходит с поверхности, а не с затрубья, что исключает возможность работы установки на себя; -обслуживание энергетического узла происходит без подъема оборудования на поверхность; -расширена возможность автоматизации и индивидуального учета закачиваемого рабочего агента; -переход на низконапорную систему поддержания пластового давления. Установка позволяет организовывать заводнение небольших месторождений, где строительство БКНС в капитальном варианте нецелесообразно, вовлекает в разработку продуктивные слабопроницаемые пласты, удаленные на значительные расстояния от КНС. Рис.2. Погружная насосная установка для закачки воды Рис.3. Установка с поверхностным приводом для закачки жидкости в пласт 3.2.2 Анализ внедрения индивидуальных насосов для закачки воды в нагнетательную скважину Таблица №7. Работа индивидуальных установок типа УЭЦН за 1994-2004 гг. № пп Год Тип установок Закачиваемый агент Кол-во установок Закачено воды, м3/год Дни работы установок Примечание (объект) На 1 число года В т.ч. внедрено Всего По внедренным Всего По внедренным 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1 2 1994 УЭЦН-80×1200 ЭЦНМ-5-1700 Вода пластовая -//-//- 1 1 - - - 12228 - 700 - - - 305 - 20 - - - 6541а 12515 6303а 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1995 ЭЦН-80-900 шурф ЭЦН-125/1200 ЭЦН-250-1400 ЭЦН-80-900 ЭЦН-80-900 ЭЦН-125/950 ЭЦН-80-900 ЭЦН-50-1300 ЭЦН-80-900 шурф УЭЦН-80×1200 ЭЦНМ-5-40-1700	Пресная вода Сточная вода -//-//- -//-//- -//-//- -//-//- -//-//- -//-//- Пресная вода Пластовая вода Пластовая вода	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	1 1 1 1 1 1 1 1 1 - -	3791 220 12439 828 1203 820 263 - - - -	3791 220 12439 828 1203 820 263 - - - -	53,9 1,6 79,8 11,2 15 7,6 7,4 - - - -	53,9 1,6 79,8 11,2 15 7,6 7,4 - - - -		6034а 12530 12437 6083 12472 6133а 6300 6083а 6140а 6541а, 12515 6303а
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11	1996	ЭЦН-80-900 шурф ЭЦН-125-1200 ЭЦН-250-1400 ЭЦН-80-900 ЭЦН-80-900 ЭЦН-125-950 ЭЦН-80-900 ЭЦН-80-900 шурф ПУЭЦН-80-1200 УЭЦН-80-1200 ЭЦНМ-5-40-1700	Пресная вода Сточная вода -//-//- -//-//- -//-//- -//-//- -//-//- пресная сточная пластовая пластовая	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	- - - - - - - - 9 - -	5166 - 54674 149 9653 34004 6439 6425 4364 - -	- - - - - - - - 4364 - -	99,4 - 251,2 7,9 125,6 249,8 102,6 143,3 43,8 - -	- - - - - - - - 43,8 - -		6034а 12530, демонтаж 12437 6083 12472 6133а 6300 6140а 6305а 12515,6303а
1 2 3 4 5 6 7	1997	ЭЦН-50-950 ЭЦН-80-950 ЭЦН-125-950 ЭЦН-80-950 ПУЭЦН-80-1200 УЭЦН-80-1200 ЭЦНМ-5-40-1700	Сточная вода -//-//- -//-//- -//-//- -//-//- Пластовая вода Пластовая вода	1 1 1 1 1 1 1	- - - - - - -	1044 431 11556 3046 2185 - -	- - - - 0 - -	13,5 5,4 92,1 23,5 27,5 - -		- - - - - - -	6083 12472 6133а 6300 6305а 12515 6303а
1 2 3	1998	ЭЦН-80-950 ПУЭЦН-80-1200 ЭЦНМ-5-40-1700	Сточная вода Сточная вода пластовая	1 1 1	- - -	15636 470 -	- - -	130,2 8,75 -		- - -	6300 6305а 6303а
1 2 3	1999	ЭЦН-80-950 ПУЭЦН-80-1200 ЭЦН1-80-2000	Сточная -//-//- -//-//-	1 1 1	- - 1	- 4137 388	- - 388	- 32,9 5,3		- - 5,3	6300, КРС, наруш. э/к. Спуск воронки 6305а. Отсутствие прием. 12.07.99 ↑ ЭЦН 6083
1 2	2000	ЭЦН1-50-2000 ЭЦН-80-1200	Сточная сточная	1 1	- 1	3272 2591	- 2591	91,1 115,4		- 115,4	39482 с ВП 12492а-внедрен 19.09.2000
1 2	2001	ЭЦН1-50-2000 ЭЦН-80-1200 Сточная пресная 1 1 - 1 14636 2635 - - 249,5 126,5 - - 39482 с ВП 12492а 1 2002 ЭЦН-80-1200 пресная 1 - 5886 - 206,8 - 12492а 1 2 2003 ЭЦН1-50-2000 ЭЦН-80-1200 Сточная пресная 1 1 - - 8585 9560 - - 162 104 - - 39482 с ВП 12492а-подъем ЭЦН 24.10.03 1 2004 ЭЦН1-50-2000 сточная 1 - 12015 - 228,25 - 39482 с ВП 3.2.3 Регулирование напорных характеристик насосов (штуцирование, “расшивка” водоводов по разнонапорным насосам и скважинам) Для оптимизации разработки продуктивных пластов и поддержания пластовых давлений на эксплуатационных скважинах, необходимо чтобы отбор пластовых флюидов компенсировался закачкой жидкости в нагнетательные скважины. Существует несколько способов поддержания характеристик разработки пластов. Классическая схема «одна скважина – один водовод» с фиксированной закачкой при разработке часто нарушается. На один водовод подключаются несколько скважин различной приемистости, давление нагнетания при этом изменяется в широких пределах. Одним из методов выполнения режимов закачки является регулирование расхода установкой штуцеров, расшивкой водоводов. Оптимальным вариантом является подключение одной, двух скважин на один водовод, подключение нагнетательных скважин различной приемистости на насосы различной производительности. Для разработки скважин с различной приемистостью применяется подключение скважин к насосным агрегатам высокого и низкого давлений. Это дает возможность разработки пластов при различных давлениях нагнетания. В НГДУ “Лениногорскнефть” и в частности на Западно-Лениногрской площади применяются малопроизводительные насосы высокого и низкого давлений с объемами закачки от 200 м3/сут до 1500 м3/сут, давлением нагнетания от 100 кг/см2 до 210 кг/см2. Подключение на один водовод одной или двух скважин позволяет приборами на КНС постоянно контролировать расход воды по скважинам, давление нагнетания, что позволяет вести баланс закачиваемой воды, а значит правильно вести разработку нефтеносных горизонтов. Рис.4 Схема оптимального подключения скважин при расшивке водоводов Рис.5. Схема подключения скважин с различной приемистостью Штуцера предназначены для регулирования давления нагнетания, объемов закачиваемой в пласт воды, с помощью изменения площади проходного сечения трубопровода. Применение штуцеров является одним из эффективных методов выравнивания пластовых давлений, равномерного распределения давлений по нагнетательным скважинам и зависит от отбора пластовой жидкости из окружающих добывающих скважин. 3.2.4 Реализация каскадной технологии подготовки воды Продуктивные пласты горизонтов Д1До Ромашкинского месторождения характеризуются высокой макро- и микронеоднородностью, которые не обнаруживаются при исследованиях комплексом стандартного каротажа, но оказывают существенное влияние на процессы вытеснения нефти путем закачки различных типов вод (пластовые, сточные, пресные). На основе новых петрофизических исследований малопродуктивных пластов, выполненных в ТатНИПИнефти, НТЦ «ЭКОТЕХ», а также компаниями «Серк-Бейкер» и «Тоталь», определены новые явления, не учитываемые прежде. Пористая среда характеризуется двумя параметрами: размерами и распределением по размерам пор, а также соединяющих их поровых каналов. Для пластов 2 класса I и 2 группы 50-60% пор и поровых каналов по ртутной порометрии имеют размеры соответственно 25-75 и 6-12 микрон. Этот фактор налагает новые требования при оценке допустимого содержания твердых взвешенных частиц в закачиваемой воде: необходима регламентация не только общего их содержания, но и размеров. Кроме того, в составе пористой среды имеются мелкие частицы, которые, отрываясь от зерен пласта, осуществляют миграцию по порам и поровым каналам. Количество и размеры этих частиц определяются как коллекторскими свойствами пласта, так и интенсивностью воздействия на пласт при закачке вытесняющего агента. Причем движение мигрирующих частиц имеет место как при прямой, так и при обратной фильтрации, а их количество достигает до 25-30 тыс. частиц на миллилитр. Экспериментально установлено, что при любой системе очистки фильтрация закачиваемой воды через пористую среду сопровождается снижением ее проницаемости, причем, если при закачке ультрафильтрованной воды (размеры частиц 0,2 микрона) темпы снижения проницаемости составляют порядка 0,15% на один поровый объем, то при закачке неочищенной речной воды это снижение достигает 2,2%. После прокачки около 130 и 36 поровых объемов, темп падения проницаемости уменьшается, соответственно, до 0,02 и 0,17%. При обратной фильтрации воды через образцы кернов имеет место восстановление проницаемости в интервале от 0,261 до 1,061 исходного значения (для различных типов пород). Средние величины по 20 образцам при фильтрации ультрафильтрованной воды составили: уменьшение при прямой прокачке 0,576 и восстановление при обратной прокачке 0,745 от исходной величины. В некоторых случаях проницаемость не восстанавливается вообще. Оценка необходимых объемов нагнетания для заводнения различных типов коллекторов на остаточные запасы нефти при водонефтяном факторе, равном 3 и 5 соответственно, показала, что весь объем вод, подлежащих очистке, может составить 1,55-2,2 млрд. м3, который распределяется по типам коллекторов в соотношениях: 1 группа 1 класс - 56%: 1 группа 2 класс - 21% и 2 группа - 23%. Из различных источников загрязнения продуктивного пласта первым из них является сам пласт, в продукции которого содержится от 16 до 72 мг/л твердых взвешенных частиц (ТВЧ), причем 83-87% из них имеют размеры менее 5 мкм, а более 10 мкм – 5-8%. Затем по пути движения воды от очистных сооружений до устья нагнетательной скважины (НС) количество ТВЧ возрастает еще на 30%. Следовательно, как уже отмечалось, сама система ППД является мощным источником формирования ТВЧ, что требует новых подходов к ее созданию. Известно, что в пресной воде в основном превалируют частицы 1-5 мкм, а в сточной – 0,2-1 мкм. Это свидетельствует об эффективности промысловых очистных сооружений, извлекающих из воды не только крупные частицы, которые изначально содержались в ней. Количество ТВЧ составляет 106-1011 единиц на один литр. Установлено, что основная доля кольматирующего вещества содержится в частицах 6-15 мкм (56,9%) и 15-30 мкм (33,8%), которые и должны быть удалены в первую очередь. Качество воды и содержание ТВЧ определяют основные параметры закачки воды в пласт, в том числе - давление закачки Р, расход воды Q, накопленный объем закачанной воды W, время работы скважины t, скорость закачки (фильтрации) V при необходимой площади фильтрации F. Для каждой скважины качество воды должно рассчитываться с полным учетом их коллекторских свойств по методикам НТЦ «ЭКОТЕХ», Для вытеснения нефти водой из слабопроницаемых коллекторов допустимые размеры частиц могут иметь разные значения, в том числе 0,3-1 мкм. Расчетные значения размеров поровых каналов и частиц, рекомендуемое качество сточной воды для закачки в пласты с низкой, средней и высокой проницаемостью для некоторых пластов НГДУ «Лениногорскнефть» приведены в таблицах №9, №10 Таблица №10 № Качество Допустимый ПДК в воде, мг/л п/п Пласты сточной размер частиц, ТВЧ нефти воды мкм 1. Низкой проницаемостью высшее 2,2 7 25 (0,044-0, 124 дарси) 2. Средней проницаемо- среднее 2,8 15 25 стью (0,1 4-0.25 дарси) 3. Высокой цроницаемо- базовое 5,6 25 25 стью (0,25 и выше) Известно, что в пористой среде практически не задерживаются взвешенные частицы примесей, размер которых в 4-5 раз меньше, чем диаметр порового канала. Объемы сточной воды высшего, среднего и базового качества для закачки в пласты с низкой, средней и высокой проницаемостью, например, по ЛБКНС, КНС-18, КНС-38а и КНС-39 НГДУ «Лениногорскнефть» приведены в таблице №11 Из таблицы 6.9 следует, что по четырем КНС для закачки в пласты требуется порядка 1370 тыс.м3/год сточной воды, в т.ч. 425 тыс.м3 - высшего, 355,5 тыс.м3 - среднего и 590,1 тыс.м3 - базового качества. Таблица №11 Качество сточной воды Расчетная потребность воды разного качества (тыс. м3/год) по № п/п ЛБКНС КНС-18 КНС-38а КНС-39 четырем КНС 1. 2. 3. Высшее Среднее Базовое 59,5 (19,1%) 135,0 (43,1%) 118,6 (37,9%) 117,7 (29,1%) 66,2 (16,4%) 220.5 (54,5%) 146,0 (28,7%) 143,8 (28,1%) 219,5 (43.1%) 101,8 (70,8%) 10,5 (7,3%) 31,5 (21,9%) 425,0 (31,0%) 355,5 (25,9%) 590,1 (43.1%) Закачка воды в соответствии с коллекторе к ими свойствами пластов и пропластков, вскрытых как индивидуальным, так и общим забоем при минимальной кольматации пор фильтрующих пород обеспечивает: - увеличение текущей добычи нефти; - извлечение из недр нефти, не поддающейся вытеснению традиционными средствами; - эффективную выработку как высоко, - так и слабопроницаемых пластов; - кратное сокращение числа и длительности ремонтных работ по восстановлению приемистости нагнетательных скважин; - осуществление ремонтных работ в экологически чистом варианте; - высокоэффективную, экологически чистую утилизацию нефтешламов, извлекаемых из очищаемой воды при минимальных затратах; - дифференцирование по объему, качеству и сокращение на этой основе общих затрат на очистку закачиваемых вод; - значительную экономию электроэнергии, затрачиваемую на поддержание пластовою давления. Решению о качестве, количестве и технологии закачки воды предшествуют детальный геологический и петрографический анализ пластов, интерференции нагнетательных и добывающих скважин, выбор приемлемой технологии заканчивания скважин бурением, вскрытия пластов и вызова притока. Для обеспечения наиболее эффективного управления нагнетательными скважинами предлагается специальный регламент по их эксплуатации с учетом специфики месторождения. Набор оборудования, применяемого при этом, определяется (см. рис. 6.3) коллекторскими свойствами скважин, их количеством и размещением по площади. Реальное размещение скважин с различными характеристиками пластов и компоновка оборудования по одной из площадей представлены на рис. 7, 8. Каскадная технология очистки закачиваемых вод предусматривает выполнение этих операций в несколько ступеней, осуществляемых на действующих очистных сооружениях до базового уровня с последующей дифференцированной доочисткой на КНС и отдельных скважинах. В ряде случаев предусматривается путевой отбор воды нужного качества в режиме «пиявки» с закачкой наиболее грязной воды в скважины с соответствующими коллекторскими свойствами. Проблема утилизации нефтешлама в этом случае не возникает. Рис.6. Принципиальная схема каскадной технологии очистки закачиваемых вод 1- головные очистные сооружения I группы качества воды; 2 - гребенка, 3 - водоводы первой группы качества, 4 - КНС - кустовые насосные станции: 5 - узел доочистки воды второй ступени; 6 - водовод воды второй ступени очистки; 7 - узел доочистки воды третьей ступени; 8 - водовод воды третьей ступени очистки, 9 - узел очистки воды четвертой ступени; 10-13-нагнетательные скважины, принявшие воду первой, второй, третьей я четвертой ступеней очистки. Рис. 7. Технологическая схема каскадной очистки сточной воды на ЛБКНС а, б, в - качество сточной воды - соответственно базовое, среднее и высшее; I - гидроциклон;2 -ОГЖФ; 3-фильтр «Экон»; 4 - установка «Коалесцент»; 5 -вибратор БГ- 70/150; 6-ФЭП; 7 - емкость для сбора шлама; 8 - насос для подачи разбавленного водой шлама на КНС Эффективность применения каскадной технологии очистки воды в основном связана с: - вовлечением в разработку пластов низкой проницаемости и увеличением извлекаемых запасов нефти в объеме закачки воды повышенного качества; - объемов очистки воды по высшему качеству; - сокращением затрат на электроэнергию для закачки воды за счет снижения темпов роста давления закачки при сохранении приемистости скважин; - увеличением межремонтных периодов скважин, связанных с ОПЗ, и связанной с этим дополнительной добычей нефти; - снижением числа порывов водоводов за счет снижения ∆P; - сокращением затрат на ремонтные работы, связанные с ОПЗ; - уменьшением объемов шламов при изливах нагнетательных скважин при ремонтных работах; - снижением числа вновь бурящихся скважин в связи с утратой приемистости пробуренных ранее; - вовлечением в товарные поставки извлеченной из воды капельной нефти; - проявлением экологического эффекта от снижения загрязнений окружающей среды при порывах трубопроводов с нефтесодержащими водами; - исключением проблемы утилизации нефтесодержащих ТВЧ, характерной для других методов очистки и закачки пластовых вод; - переводом части трубопроводов из высоконапорных в категорию низконапорных; - снижением доли неэффективных затрат, связанных с бесполезной закачкой воды низкого качества в пласты, куда она поступать не могла в связи с кольматацией пор ТВЧ. Рис.8. Схема подключения к КНС нагнетательных скважин, вскрывших пласты низкой, средней и высокой проницаемости 3.2.5 Перспективы развития насосов малой производительности и индивидуальных насосов в НГДУ «Лениногорскнефть» С вступлением Ромашкинского месторождения в позднюю стадию разработки, истощением нижележащих пластов горизонта ДI возникла необходимость более детально заняться вытеснением нефти с верхних пластов девона, представленными алевролитами, глинистыми отложениями, проницаемость которых очень низка. В настоящее время ведется активная разработка верхних пластов девона, слабопроницаемые коллектора которых требуют высоких давлений при малых объемах закачки. С начала 90-х годов идет реконструкция системы ППД, внедряются малопроизводительные насосы высокого давления. С внедрением ГНУ (горизонтальная насосная установка) стало возможным разработка слабопроницаемых пластов горизонта ДI. Внедрение насосов высокого давления не решает вопрос разработки слабопроницаемых коллекторов удаленных от КНС, малоприемистый фонд необходимый для охвата заводнением занимает значительную часть скважин. Решением этого вопроса стало внедрение погружных установок с верхним и скважинным приводом на основе погружных насосов ЭЦН. Задачей нового способа закачки является повышение эффективности разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов. Внедрение насосов УЭЦН непосредственно на скважинах позволяет повысить эффективность разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечь в разработку слабопроницаемые коллектора. Таким образом, внедрение вышеперечисленных мероприятий по совершенствованию системы поддержки пластового давления позволяют значительно эффективнее, как в техническом, так и в экономическом плане решить вопрос разработки слабопроницаемых и неоднородных пластов коллекторов на поздней стадии разработки месторождения. 3.2.6 Выводы и предложения На основании тех данных и анализов приведенных в данном проекте я сделал вывод, что для достижения высоких уровней добычи нефти и газа необходимо вводить в эксплуатацию нефтяные и газовые скважины с потенциально возможными дебитами , обеспечивая их высокую производительность в процессе всей эксплуатации. К числу основных причин низкой продуктивности скважин относятся слабая естественная проницаемость пласта и уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта в следствии ее засорения механическими примесями и продуктами коррозии нефтепромыслового оборудования. Для достижения более высоких показателей проницаемости призабойной зоны пласта я предлагаю производить магнитную обработку воды непосредственно перед ее закачкой в пласт. Устройства необходимые для обработки воды устанавливаются непосредственно на устье нагнетательной скважины. В качестве примера я привожу данные по двум нагнетательным скважинам, находящимся на Западно-Лениногорской площади, обслуживаемых ЦППД НГДУ «Лениногорскнефть» Минеральный состав коллекторов Западно - Лениногорской площади Ромашкинского месторождения включает глинистые минералы , что затрудняет закачку воды в системе поддержания пластового давления. На участках распространения низкопроницаемых коллекторов-алевролитов темпы закачки низки, и добыча нефти зависит от физико-химических свойств нагнетаемой воды. Это ставит задачу экономичным образом увеличить темпы закачки без существенных изменений в действующей системе ППД. Анализ условий нагнетания в НГДУ «Лениногорскнефть» показал, что при закачке используются главным образом пресная и сточная воды, отбираемые из открытых водоемов и имеющих существенно меньшую минерализацию, чем пластовая. Опыт использования магнитных устройств, ранее применявшихся в НГДУ «Лениногорскнефть», показал, что продолжительность их работы не превышает 1 года, а приемистость увеличивается на 15-20 %. Анализ условий эффективного применения магнитной обработки закачиваемой воды, лабораторные исследования и расчеты позволили обосновать механизм процесса. Согласно предложенной теории магнитная обработка разрушает агрегаты примесей железосодержащих соединений и приводит к появлению активных коллоидных и субколлоидных частиц, способных повысить проницаемость закольматированной глинистыми частицами призабойной зоны. Лабораторные исследования технологии показали возможность значительного увеличения приемистости слабопроницаемых коллекторов даже при использовании воды, отбираемой из открытых водоемов. С учетом опыта ранее применявшихся устройств для магнитной обработки жидкости на основе разработанной теории были разработаны и изготовлены на базе постоянных спецмагнитов устройства новой конструкции, устанавливаемые внутри трубопроводов. При выборе конструкции магнитных устройств для установки на конкретных скважинах учитывалось, что давление в системе ППД высокое (до 30-40 МПа), а расход воды не превышает 300-400 м3/сут. Система магнитов, создающих магнитное поле для обработки водного раствора, была помещена в водонепроницаемый защитный кожух, выполненный из коррозионностойкой стали. Магнитное устройство было выполнено в форме цилиндра с элементами крепления внутри трубопровода. Устройство предназначалось для установки в трубопроводе вблизи устья нагнетательной скважины. Для установки был выбран наиболее простой в технологическом отношении вариант: устройство размещается в фланце соосно с внешним отрезком трубопровода и фиксируется распорными винтами, упирающимися в стенки трубы. Далее участок нагнетательной линии оборудовался фланцевыми соединениями, куда помещалось заранее подготовленное магнитное устройство и закреплялось на фланцах. Далее в таблице приведены геолого-технические данные о работе скважин 9198 и 24205 до установки магнитных устройств, во время их работы и после их демонтажа, на рисунке представлена гистограмма удельной приемистости, используемой в качестве характеристики работы скважин. Средняя удельная приемистость скв. 9198 увеличилась от 5,6 до 704 м3/МПа после установки устройства, т.е. в 1,3 раза. У скв. 24205 – от 5,6 до 11,3 м3/МПа, т.е в 2 раза. По этим данным можно сделать предварительный вывод о том, что наибольший эффект достигается при использовании магнитных устройств для обработки пресной воды (скв. 24205), где эффект выше, чем для сточной и достаточно высоким содержанием солей, хотя для уточнения особенностей влияния минерализации закачиваемой воды на эффективность работы магнитного устройства требуются дополнительные исследования. После снятия с этих скважин магнитных устройств в связи с предстоящими ремонтными работами приемистость стала снижаться, но длительное время превышала начальную. По данным ЦППД НГДУ «Лениногорскнефть», на 09.01.97г. скв. 3332 и 9132, на которые были переустановлены магнитные устройства, имели более высокую, чем прежде, приемистость. Трубопроводы скважин, оборудованные магнитными устройствами, не замерзали в зимнее время, хотя на соседних нагнетательных скважинах приходилось прогревать трубопроводы из-за замерзания. Эксплуатация магнитных устройств на новых трубопроводах подтвердила предварительные выводы об увеличении приемистости и показала преимущества их использования в зимний период, опасный промерзаниями трубопроводов системы ППД. Наблюдения за скважинами показывают, что повышенная приемистость сохраняется в течении нескольких месяцев после снятия магнитных устройств для обработки воды. На основе результатов применения разработанных устройств в НГДУ «Лениногорскнефть» принято решение о расширении масштабов их внедрение на всех КНС ОАО «Татнефть». Выводы: 1. Применение магнитных устройств рассмотренного типа для улучшения работы системы ППД эффективно для увеличения темпов нагнетания и борьбы с замерзанием трубопроводов. 2. Использование магнитных устройств не требует затрат энергии и изменения парка оборудования системы ППД. 3. Устройство эффективно более года, эффект последствия сохраняется также более года. 4. Целесообразно расширение объемов применения магнитных устройств данного типа на нагнетательных скважинах месторождений Татарстана. 4. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 4.1 Расчет приемистости нагнетательных скважин на участке высокого давления Западно-Лениногрской площади Методика расчета Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем (м3) (1) Объем свободного газа в залежи, приведенная к атмосферным условиям, , (м3) (2) Объем свободного газа в пластовых условиях , (м3) (3) Общая суточная добыча в пластовых условиях составит , (м3) (4) Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К=1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды): , (м3) (5) Приемистость нагнетательных скважин составит , (м3) (6) Исходные данные Объемный коэффициент нефти Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/м3·МПа Плотность нефти, кг/м3 Коэффициент сжимаемости газа Пластовое давление, МПа Пластовая температура, К Атмосферное давление, МПа Проницаемость пласта для воды, м2 Эффективная мощность пласта, м Перепад давления на забое ∆Р= Рзаб-Рпл , МПа Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины Половина расстояния между нагнетательными скважинами, м Радиус забоя скважины, м Вязкость воды, мПа·с 1,18 7,7 866 0,88 7,36 316 0,1 0,5·10-12 13 5 0,8 400 0,075 1 Расчет. 4.2 Расчет потерь давления при заводнении пластов в наземных трубопроводах и в скважине Методика расчета Гидравлические потери напора на трение при давлении воды в трубопроводах определяется по формуле: (1) где - коэффициент гидравлических сопротивлений; - плотность воды, кг/м3; L – длина трубопровода, м; d – диаметр трубопровода, м; - скорость движения воды в трубопроводе. (2) где Q – количество нагнетаемой воды, м3/сут Для определения коэффициента гидравлических сопротивлений найдем значение Re (3) Если режим движения ламинарный, то коэффициент гидравлических сопротивлений находим по формуле (4), если турбулентный то по формуле (5): (4) (5) Потери напора на трение определяем по формуле (1) в Па. Скорость движения воды в колонне диаметром d=76 мм по формуле (2) в м/с. Потери напора на трение при движении воды в колонне труб диаметром 76 мм определим по формуле (1) в Па. Исходные данные Длина наземного трубопровода L, м Диаметр трубопровода D, м Глубина скважины H, м Внутренний диаметр подъемных труб d, м Количество нагнетаемой воды Q, м Кинематическая вязкость воды , м2/с Плотность воды , кг/м3 3000 0,15 1600 0,076 1900 10-5 1000 Решение. Скорость движения воды в наземном трубопроводе по формуле (1) равна в м/с: Для определения коэффициента гидравлических сопротивлений найдем значение Re. Следовательно, режим движения ламинарный, поэтому Потери напора на трение по формуле (1) в Па. Скорость движения воды в колонне диаметром d=76 мм по формуле (2) в м/с. Число Рейнольдса: Следовательно, режим движения турбулентный, поэтому Потери напора на трение при движении воды в колонне труб диаметром 76 мм определим по формуле (1) в Па. Суммарные потери напора равны 5. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА 5.1 Техника безопасности и охрана труда при ППД При проведении работ по повышению нефтеотдачи должны строго соблюдаться общие требования техники безопасности, вытекающие из действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности. Так, все рабочие, вновь поступающие на предприятие или переводимые с одного участка работы на другой, должны пройти производственный инструктаж по технике безопасности. Содержание инструктажа должно охватывать все виды работ, выполняемых конкретным работником в пределах профессии, на которую он принят на работу. Находясь на рабочих местах, рабочие должны пользоваться установленной для них спецодеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. Рабочие места и участки работы должны оборудоваться указателями, предупреждающими рабочих об опасностях, а подвижные части механизмов должны ограждаться специальными заградительными щитами. Инструмент, которым пользуются рабочие при проведении работ, должен находиться в исправном состоянии. Большинство методов повышения нефтеотдачи проводят при высоких давлениях, а поэтому перед применением методов необходима предварительная опрессовка всего оборудования и трубопроводов при надлежащем достаточном оснащении всей системы обвязки трубопроводов исправными приборами (манометрами). При осуществлении поддержания пластового давления закачкой воды на всех объектах системы ППД – кустовые насосные станции, трубопроводы, скважины – должно быть организовано наблюдение за состоянием их исправности. Не допускается наличие утечек воды и газа. При обнаружении утечек газа все работы в зоне возможной загазованности должны быть прекращены. Не допускается проведение работ в системе ППД при загрязнении рабочего места или прилегающей территории нефтью, при отсутствии должного освещения. Не допускается проводить ремонтные работы в системе ППД по замене задвижек, контрольно-измерительных приборов и т.п. при наличии давления. При проведении ремонтных работ в насосных или компрессорных станциях пусковые устройства двигателей должны снабжаться плакатами «Не включать – работают люди». Если возникает необходимость проведения работ на скважинах с нефтегазопроявлением, то должны быть соблюдены правила противопожарной безопасности. Работать следует, находясь с наветренной стороны, и использовать инструмент, не создающий искр при соударении с оборудованием. При проведении физико-химических методов повышения нефтеотдачи в дополнение к общепромысловым требованиям охраны труда добавляются требования по знанию правил в обращении с химическими реагентами и дополнительные меры безопасности при этом. Так, при заводнении пластов с использованием ПАВ рабочие должны быть обучены правилам обращения с растворами. Не допускается попадание раствора ПАВ на тело и в глаза, поэтому при проведении работ рабочие должны пользоваться защитными очками и резиновыми перчатками. Не допускается стирка спецодежды в растворах ПАВ. Не допускается разлив растворов ПАВ на нефтепромыслах и попадание их в озера, реки и т.п. При обнаружении утечек растворов ПАВ в системе ППД закачка раствора незамедлительно должна прекращаться. Столь же строгие требования предъявляются к работающим при использовании для целей повышения нефтеотдачи кислот или щелочей. Если в результате прорыва трубопровода или неисправностей запорной арматуры произошел разлив химических реагентов на территории промысла, то место, подвергшееся загрязнению, должно быть обозначено щитами с предупредительными надписями и незамедлительно дезактивировано. По эксплуатации погружных насосных установок при закачке воды в продуктивные горизонты предъявляются следующие требования: - к эксплуатации погружных насосных установок типа УЭЦНМВ допускаются лица не моложе18 лет, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение, производственную стажировку, инструктаж по безопасному ведению работ и проверку знаний по охране труда и технике безопасности; - рабочие, обслуживающие погружные установки должны знать характеристику применяемого оборудования, систему обвязки погружных насосов, расположение подводящих и напорных трубопроводов; - при эксплуатации погружных установок встречаются следующие опасные и вредные производственные факторы: высокое давление нагнетания, высокое напряжение питания электродвигателя, высокое содержание в воздухе углеводородов и сероводорода. Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать несчастные случаи с людьми. Поэтому у устья запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование, проводить сварочные работы. Загорание следует ликвидировать. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струей воды или инертного газа, изоляцией от воздуха и т.д. Загорание ликвидируют с помощью первичного инвентаря пожаротушения, который должен быть на пожарном посту и в автомашине для исследований скважин. 6. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 6.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды при ППД Технологические процессы, существующие в нефтяной и газовой промышленности, сопровождаются выбросами в почву, водоемы и атмосферу значительных количеств производственных отходов, загрязняющих воду и воздух. Сброс загрязненных сточных вод, содержащих ядовитые органические и неорганические вещества, приводит к уничтожению растительных и рыбных богатств, ограничивает возможность использования водоемов для питьевого и промышленного водоснабжения, для сельского хозяйства, что приносит огромный ущерб народному хозяйству. Большую опасность на суше представляют промысловые сточные воды в связи с их высокой токсичностью и агрессивностью. Во избежание действия их на окружающую среду следует применять полную утилизацию всех сточных вод - повторную закачку (после очистки) в продуктивные пласты. Внедрение этого мероприятия позволит за счет осуществления замкнутого цикла водопотребления избежать вредного последствия загрязнения водоемов и почвогрунтов при порывах трубопроводов. Снижению загрязнения на промыслах будут способствовать ликвидация внутрискважинного перетока пластовых вод, осуществление мероприятий по совершенствованию герметизации технологических процессов сбора, подготовки нефти, газа и сточных вод, внедрение методов и средств защиты оборудования от коррозии, блочных установок по дозированию ПАВ и др. Следует широко использовать рациональные схемы рекультивации земель. Рекомендуемые способы снятия и восстановления плодородного слоя почвы позволят снизить объем земляных работ и, главное, сохранить почвенный покров вокруг скважины. В НГДУ «Лениногорскнефть» по охране и рациональному использованию водных ресурсов выполняются следующие мероприятия: - капитальный ремонт водоводов; - внедрение металлопластмассовых труб; - использование ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов (Нефтехим, Викор, Амфикор, СНПХ); - метод внедрения алюминиевых и магниевых протекторов для защиты от коррозии трубопроводов и запорной арматуры на блоках гребенок; - исследование и цементирование за контуром, в том числе подъем цемента за контуром; - герметизация эксплуатационной колонны; - доподъем цемента за эксплуатационной колонной; - ликвидация нефтегазопроявлений; - восстановление плодородного слоя земли на месте аварий методом внесения фосфогипса. Курсовым проектом предлагается новое мероприятие, которое значительно способствует охране недр и окружающей среды. Внедрение УЭЦН обеспечивает уменьшение вероятности порывов. При эксплуатации КНС в трубопроводах создается высокое давление и, следовательно, большая вероятность порывов. С переводом на УЭЦН используются трубопроводы с низкими давлениями, протяженность их сокращается, тем самым количество порывов уменьшается. Строительство кустовой насосной станции по данному мероприятию исключается, следовательно, отсутствуют всевозможные технологические утечки (из-под сальников, с пола насосной станции и др.). Список использованной литературы Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений.- М.: 1994. Еронин В.А., Литвинов А.А., Кривоносов И.В., Голиков А.Д. Эксплуатация системы заводнения пластов.- М.: Недра. 1973 - 200 с. Тронов В.П., Тронов А.В. «Очистка вод различных типов для использования в системе ППД».- Казань: Фэн. 2001 - 560 с. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности: Учебник для техникумов.- М.: Недра. 1987. - 247 с. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. Изд.2.- М.: Недра. 1975. - 253 с. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра. 1978 - 448 с. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. Изд. 3.- М.: Недра. 1975 - 264 с. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти.- М.: Недра. 1974 - 320 с. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов.- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис». 2001 - 544 с. Бобрицкий И.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности.- М.: Недра. 1965 - 215 с. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко.- М.: Недра, 1983 – 399 с. 1. Сочинение на тему Новаторство Гоголя как драматурга 2. Контрольная работа Анализ движения денежных потоков и технической оснащенности производства 3. Реферат на тему Dialogue Between Hamlet And Ophelia Essay Research 4. Реферат Проблемы самопознания и культурной идентичности в русской философии 3040-х годов XIX века Чаадаев 5. Диплом Управление адаптацией персонала на предприятии 6. Курсовая на тему Анализ и оценка эффективности научно-технической деятельности предприятия 7. Курсовая Информационные системы как интеллектуальный инструмент управления предприятием 8. Реферат на тему Mexico Essay Research Paper MexicoGENERAL Mexico or 9. Методичка на тему Проектирование приспособлений для базирования и закрепления деталей 10. Кодекс и Законы Содержание трудового договора 3 Bukvasha Правила Контакты