foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Техника и технология применения систем ППД путем заводнения

В настоящий момент в системе добычи нефти и газа для осуществления ППД используют различные технологические жидкости (ТЖ), которые помимо закачки в пласт широко применяются для следующих целей:

1)    повышения нефтегазоотдачи ( ПНГО );

2)    проведения подземного ремонта скважин ( ПРС );

3)    капитального ремонта скважин ( КРС );

4)    обработки призабойной зоны пласта ( ПЗП ) с целью интенсификации притока ( ИП ) и ограничения водопритока ( ОВП );

5)    удаления асфальтосмолопарафиновых отложений ( АСПО );

6)    разрушения отложений минеральных примесей ( МП ).

 

При всем многообразии областей применения ТЖ основным направлением является  использование технологических сред для ППД и ПНГО. Эта сфера занимает первое место по объему используемой технологической жидкости. Ее доля среди общего объема «технологической» жидкости, используемой   на неф-тяных месторождениях, может быть оценена в 85 – 95 %.

      Эффективная закачка,  в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику  отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.

      Подготовка и закачка ТЖ  в пласт для целей поддержания пластового давле-ния  ( ППД ) и повышения нефтеизвлечения ( ПНИ ) формируют крупную подотрасль  в нефтегазовой отрасли. Объемы закачки  ТЖ  в несколько раз превышают объемы добычи нефти.

      Анализ современной ситуации в нефтегазодобывающих объединениях показывает, что в условиях ограниченных поставок оборудования, труб и химических реагентов наиболее актуальным на сегодняшний день является вопрос ограничения закачки и отбора воды без ущерба для добычи.  При решении этого вопроса главенствующее положение занимают затраты на подготовку и закачку ТЖ, включая смежные затраты во всей системе добычи, с другой – технологический и экономический эффект.

    

                   ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ  ЖИДКОСТИ

 

Для закачки в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления и повышения нефтегазоотдачи используют индивидуальные среды, растворы различных веществ, композиции веществ, представляющие собой побочную продукцию или отходы крупнотоннажных  процессов нефтедобычи, нефтехимии или иных производств, а также некоторые другие жидкости.

Все нагнетаемые в пласт технологические среды делятся на две крупные группы, характеризующиеся сменой фазового состояния при изменении термобарических условий транспортировки и закачки ( рис. 1 ).

Технологически стабильные среды ( ТСС ) при любых условиях сохраняют однофазность, включая не режимные состояния ( отказ, остановка, заполнение и т.д. ).

Технологически нестабильные среды ( ТНС ) в процессе их перемещения от источника до  пласта могут менять свое фазовое состояние.

 

Пример :  диоксид углерода СО2 на пути от источника до устья скважины

                  может находится в газообразном состоянии, а в полости НКТ и

                  в призабойной зоне пласта будет проходить процесс конденса-

                  ции и переход в  полностью жидкое состояние.

     Среди ТСС  наибольшее применение  находят :

-          пресная или минерализованная вода поверхностных или подземных источников ( речная, морская, озерная, пластовая ), условно относимая к «первичной» воде;

-          сточная пластовая вода ( вода отделенная от нефти и повторно закачи-ваемая в пласт – «повторная» );

-          растворы полимеров в «первичной» или «повторной»  воде;

-          растворы поверхностно-активных веществ в «первичной» или «повторной» воде;

-          растворы иных веществ в воде.

 

         Группа ТСС обладает различной физико-химической стабильностью, обусловленной  влиянием термобарических и механических условий. Иерархия этих сред по степени влияния на внешних факторов показана  на рис 9.

 

Под воздействием внешних факторов вязкость полимерных растворов часто снижается. Они теряют свою основную технологическую способность – повышать коэффициент охвата пласта  n охв. . Разрушение структуры раствора под воздействием внешних факторов ведет к снижению нефтевытесняющих качеств оторочек из полимерных растворов. Чтобы применение таких ТСС было высокоэффективным необходимо предпринимать специальные меры, компенсирующие негативные факторы.

В составе сточных пластовых вод, помимо основного носителя – воды можно выделить три основных компонента:

 

1)    тяжелые углеводороды – УВ ;

2)    механические примеси – МП;

3)    сульфид железа – FeS , являющийся компонентом повышенной плотности.

Таким образом, группа ТСС включает в себя жидкости с различной степенью устойчивости ( рис.  ).

 Среди ТНС наибольшего распространение в нефтепромысловой практике  получил диоксид углерода  ( СО 2 ). 

 

 

Рис. 9  Классификация нагнетаемых сред

 

Термобарические условия                                       механические условия

Т – температура;                                            Тур. – турбулентность в трубах;

Р – давление;                                              СМ – «смятие» в насосах и сужениях

 

 

СВОЙСТВА  И КАЧЕСТВО  НАГНЕТАЕМОЙ  В  ПЛАСТ  ВОДЫ

          Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника ( с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения  ( рис.  10 ).

 

 

Рис. 10  Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,

потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)

 

1, 1́́ - соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2́, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды

Источники закачиваемой  воды  могут быть разными. В настоящее время, на различных промыслах используют воды : открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей ); грунтовые ( подрусловые и артезианские ); глубинные ( нижних и верхних  глубинных водоносных  горизонтов); сточные.

        Грунтовые воды  характеризуются значительным многообразием хими-ческого состава (минерализация  100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц.

        Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

        Воды  глубинных  водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

        Сточные  воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых  в установки подготовки нефти  и ливневых вод. Они минерализованы ( 15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытес-няющими свойствами. Но  содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также  диоксида  углерода и сероводорода.  

         Источник воды выбирают на основе данных  технико-экономического ана-лиза  с учетом технологии водоподготовки.

          На месторождениях Татарии и Башкирии  используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак  -  каспийскую воду.

          На юрских продуктивных объектах месторождений  Западной  Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского  горизонта. Воды апт-сеноманского  комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые  с  минерали-зацией  10 г / л.

           Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси  железа. Состав вод  устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.  

 

        Свойства и качество нагнетаемой в пласт воды

        Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :

1)    свойств продуктивного горизонта (пласта);

2)    от его строения и неоднородности ;

3)    от типа закачиваемой жидкости;

4)    от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде представлены в фундаментальной Справочной книге для добычи нефти ( 1974 г.) и сформулированы следующим образом:

·         невысокое  содержание механических примесей;

·         незначительное содержание эмульгированной нефти;

·         коррозионная инертность  по отношению к напорным и распредели-тельным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

·         отсутствие  в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов  инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

       Растворенный в воде кислород  вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода ( СО2 ) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти  с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

        При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения  так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бакте-рии  вызывают биокоррозию  металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода ( анаэробные бактерии ), так и при наличии растворенного в   воде  кислорода  (аэробные бактерии).  Сульфатовосстанавливающие  бак-

терии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/ л  сероводорода.  Ионы  сульфатов ( SO4 2-) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

        Из-за  химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод  возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин  пресных  вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин   на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :

-          частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

-          кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

-          повышенная остаточная нефтенасыщенность  отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

-          кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

-          набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

-          снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной  сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

         Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание.  Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз  больше  диаметра  частиц.  Пригодность  воды  оценивается  в   лаборатории

(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.

     Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

     Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

 

шестикомпонентного  анализа  на  положительные  ионы кальция  (Ca 2 + ), магния 

(Mg 2 +) и натрия ( Na 2+)  и отрицательные ионы хлора (Cl - ), сульфата (SO4 2-) и группы HSO3 - . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки.

        Показатели «первичной» воды, нагнетаемой в продуктивные пласты Ромашкинского нефтяного месторождения приведены в таблице 1.1.

       «Первичные»  воды, используемые на этом месторождении для целей ППД , характеризуются как жесткие, так как суммарное содержание ионов кальция и магния составляет 102 -–213 мг / л. Они обладают определенной коррозионной активностью из-за наличия диоксида углерода и кислорода. Что подтверждается повышенным содержанием соединений железа на устье нагнетательных скважин по сравнению с их содержанием в воде, поступающей на кустовые насосные станции ( табл. 1.2.). Рост показателя кислотности свидетельствует о том, что по мере движения воды от источника к нагнетательным скважинам происходит ее защелачивание в результате взаимодействия растворенного кислорода с металлом труб.     

     

                     Характеристика «первичной» воды, нагнетаемой в пласты

                                         Ромашкинского    месторождения

                                                                                                                 Табл. 1.1.

 

 

   Показатели

 

Источник      «первичной»   воды,         номер   источника

Карабашское водохранили-ще    (№1)

      Река  Зай

        

       ( № 2 )

Река Ик  и ее подрусловые во-ды    ( № 3 )

Река Степной Зай

 и река Кама

       ( № 4 )

 

Плотность при 200 С

кг / м 3 ;

Содержание железа

мг / л :

общего 

окисного

закисного

Содержание ионов,

мг / л :

Са 2+ 

Mg 2 +

К + Na +

Cl –

SO4 2 –

НСО3-

СО3 2 - 

Суммарное содер-

Жание  ионов, мг /л  

Показатель рН                                                                                 

 

       1000

 

 

 

       0, 32

       0, 24

       0, 08

 

 

       80, 16

       21, 88

      171

      175

      172

      221, 06

      269, 4

               

       909, 1

      7  -  7,8    

 

       1000

 

 

 

        0, 36

          0, 28

          0, 08

 

 

         104, 2

          37, 69

          87, 8

         159, 64

         148, 9

          317, 2

               -

 

          831, 03

         7,2 – 7,6

 

 

        1000

 

 

 

       0, 24

       0, 16

       0, 08

 

 

       168, 33

       44, 99

         135

          244

       283, 4

        292, 9

           -

 

      1192, 92

       6,4 – 7,4 

 

          1000

 

 

 

           0, 32

              -

           0,32

 

 

          120, 23

           32, 8

            143

            271

           139, 3

             231

               -  

 

         974, 73

        7 – 7,6  

   

            Изменение показателей воды в процессе перемещения      от   КНС  к скважинам

 Табл. 1.2.

 

 Точка отбора пробы воды

 

    Источник                         

       Воды

 

Показатель

      РН  

     Содержание  железа, мг / л

 

 Общего 

 

Окисного

 

Закисного

 

   КНС  - 24 (опыт 1 )

   Скв. 4118

   Скв. 538

   КНС  - 24 (опыт 2 )

   Скв. 4118

   Скв. 538

   КНС – 21

   Скв. 3203

   Скв. 3209

   КНС – 10

   Скв. 3081

   Скв. 3079

 

 

        №  3

 

 

        №  3

 

 

        №  2

 

 

         №  4

 

        7

        7,4

        7,6

        6,4

        6,8

        7,2

        7,6

        7,8

        7,8

        7,4

        7,4

        7,8

 

     0,24

     2,20

     0,64

     0,58

     1,56

     1,14

     0,36

     1,04

     1,04

      0,32

      0,32

      1,48 

 

   0,16

   1,14

   0,44

   0,42

   1,34

    1

    0,28

    1,04

    1,04

      -

      -

     1,22

 

     0,08

     1,06

     0,20

     0,16

     0,22

     0,14

     0,08

      -

       -

      0,32

      0,32

      0,26

 

       В таблице 1.3. приведен диапазон показателей воды, отделяемой от промысловой продукции при  ее подготовке на объектах Ромашкинского месторождения по девонским и карбонатным пластам.

 

                     Характеристика  «повторной» воды  на Ромашкинском месторождении

                                                                                                                                                                                              

                                                                                                                           Табл. 1.3.

 

    Показатель

              Источник  «повторной»  воды

    Девонский горизонт

   Отложения карбона

 

   Тип  воды

   Плотность, кг / м 3

   Показатель рН

   Минерализация, г / л

   Содержание ионов, г / л :

   Ca2+ 

   Mg2+

   K+  + Na+

   SO4 2+

   HCO3- 

   Cl-

  Содержание нефтепродуктов,

   г / л

  Содержание механических

  Примесей, г / л

  Содержание железа, мг / л:

        Окисного

        Закисного

Содержание кислых компонен-тов,  мг / л :

      

 Сероводорода

 Диоксида углерода    

 

      Хлоркальциевая

              1040 – 1190

                5, 5 – 5, 8

           59, 89 – 248, 97

          

              4, 6 – 23, 08

              0, 97 – 4, 32

            16, 96 – 74, 28

            0, 048 – 0, 011

                0,146 – 0

             31, 1  -  168

 

            0, 12 – 0, 76

           

            0,15 – 0, 29

            

               0, 5 – 1

              18 – 255

 

 

 

2,2- 0

80 – 432 

 

      Сульфатно- натриевая

              1080 – 1180

                 5, 2 – 6, 3

            112, 02 – 239, 40

 

              8, 41 – 10, 12

              1, 79 -  3, 22

              32, 11 – 78, 12

              0, 087 – 0, 70

              0, 061 – 0, 134

                 69, 5 -  147

 

              0, 02 – 0, 15

 

              0, 015 – 0, 10

 

              не  обнаружено

                         -

 

 

                   80 – 260

                   95 -  422

 

           

       Как видно из таблицы 1.3., диапазон изменения всех основных показателей сточной воды даже в пределах одного источника весьма высок.

       Характерной особенностью «повторных» ТЖ , используемых для целей ППД  является изменение их свойств и состава во времени. Эти изменения обусловлены способностью воды менять свои свойства  и состав в результате смешения природной пластовой воды и закачиваемой.  Динамика зависит от степени возврата попутно добытой воды в продуктивный горизонт, от характера ее распределения по объекту разработки, от динамики обводненности добываемой продукции и от темпа вытеснения  нефти из пласта. Поэтому в общем случае прогнозирование динамики показателей  как добываемой, так и закачиваемой  обратно в продуктивный горизонт воды  представляется очень сложным.

 

Статистика



Яндекс.Метрика