Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
8 Методы и оборудование для воздействия на пласт
8.1 Система поддержания пластового давления.
Рассмотрим разработку нефтяных залежей с применением методов поддержания пластового давления.
Даже при наиболее эффективном водонапорном режиме разработки залежи пластовое давление постепенно начинает снижаться, что указывает на истощение пластовой энергии. Это объясняется тем, что объем поступающей в залежь пластовой воды обычно меньше объема извлекаемых из скважин нефти и газа и наблюдается очень быстрое падение пластового давления, резкое снижение производительности скважин и низкая нефтеотдача пластов. Поэтому необходимо проведение искусственного поддержания пластовой энергии. Для этого в газовую шапку нагнетают газ, а в пласты – воду. Иногда этот процесс проводится одновременно.
Поддержание пластового давления при закачке воды в пласт осуществляется путем законтурного и внутриконтурного заводнения или же различных модификаций этих процессов.
При законтурном заводнении (рис. 8.1) воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи.
Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру. Для однородных пластов расстояние от нагнетательного ряда скважин до внешнего ряда эксплуатационных принимают не более 1000-1200 м, а для неоднородных пластов – с низкой проницаемостью – 600-700 м.
При разработке значительных по площади нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение (рис. 8.2), сущность которого заключается в том, что площадь залежи расчленяется (разрезается) на отдельные участки рядами нагнетательных скважин.
Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на Ромашкинском нефтяном месторождении в Татарии, разработка которого началась в 1952 г. Девонская залежь этого месторождения была расчленена рядами нагнетательных скважин более чем на 20 обособленных эксплуатационных площадей. Длительная эксплуатация этого месторождения показала значительную эффективность внутриконтурного заводнения.
Среди систем центрального заводнения различают осевое и кольцевое заводнение.
Осевое заводнение (рис. 8.3,а) характеризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры.
Кольцевое заводнение (рис. 8.3,б) характеризуется расположением нагнетательных скважин по кольцу, причем залежь нефти расчленяется на две неравные площади: меньшую – центральную и большую – кольцевую.
Особенностью законтурного и внутриконтурного заводнения является то, что при этих методах возможно применение разреженных сеток скважин.
8.2 Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты
При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5..2 м3 — при площадном заводнении и 2...2,5 м3 — при законтурном заводнении.
Воды, используемые для закачки в пласт
Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (≈85%), пресных (≈10%) и ливневых (≈5%) вод.
Природные и сточные воды могут содержать примеси органического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидрозакись Fе(ОН)2 и гидроокись Fе(ОН)3 железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать капельки нефти, а также большое количество солей, доходящее до 300 г/л.
Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащиеся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать нежелательные соединения. Так, сульфатвосстанавливающие бактерии в процессе жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количестве до 100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разрушению трубопроводы, аппараты и оборудование.
Сероводород вместе с углекислым газом может присутствовать в пластовых водах и в растворенном состоянии. Углекислый газ, находящийся в воде, приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, чем интенсифицирует его коррозию. Растворенный в поверхностной воде кислород также является нежелательным компонентом, поскольку он является обязательным элементом реакции кислородной деполяризации, протекающей при электрохимической коррозии трубопроводов и оборудования.
Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также может стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция СаSО4 с метаном может образовываться сероводород.
Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, предназначенная для закачки в пласты, должна содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа.
Подготовка вод для закачки
Воды, закачиваемые в пласт, должны быть определенным образом подготовлены. Подготовка включает в себя следующие операции:
Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, железный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц, и образуются хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.
Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.
Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.
В ходе аэрации — процесса обогащения воды кислородом воздуха — из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды.
При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.
Ингибированием называется обработка воды ингибиторами — веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.
Для поддержания пластового давления необходимо закачивать воды больше, чем добывается её вместе с нефтью. Для этого воду берут из водонасыщенных пластов. При неглубоком залегании пластовых вод их откачивают из скважин артезианскими трубными насосами (АТН). При более глубоком залегании – электроцентробежными водяными насосами (ЭЦВ). Общий вид насосной установки АТН изображён на Рис. 8.4. Установка ЭЦВ подобна установке насоса ЭЦН, но отличается от неё большим диаметром, большей производительностью и меньшим числом ступеней. С помощью этих насосов вода подаётся на кустовую насосную станцию.
На рисунке 8.5 изображена общая схема блочной кустовой насосной станции. На этой станции вода, получаемая с установки подготовки нефти и из водяных скважин, под давлением 9,5 – 19 МПа подаётся в распределительную гребёнку и распределяется по нагнетательным скважинам. Основными узлами кустовой насосной скважины являются центробежные насосы и их приводные электродвигатели. Наиболее распространены центробежные насосы секционные (ЦНС) с производительностью 180 м3/ч. Давление, развиваемое этими насосами, зависит от числа секций насоса. При числе секций 7 – давление 9.5 МПа, потребляемая мощность 780 кВт, при числе секций 15, соответственно –19 МПа и 1530 кВт.
На рисунке 8.6 представлен общий вид насоса ЦНС.
8.3 Другие методы воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
Помимо сокращения сроков разработки, необходимо также добиваться наиболее полного извлечения нефти и газа из недр. Это достигается применением методов повышения нефте – и газоотдачи пластов. Для повышения нефтеотдачи пласта существуют следующие методы:
закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;
вытеснение нефти растворами полимеров;
закачка в пласт углекислоты;
нагнетание в пласт теплоносителя;
внутрипластовое горение;
вытеснение нефти из пласта растворителями.
При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.
Концентрация наиболее эффективных ПАВ в воде при заводнении пластов не превышает 0,05 %.
При вытеснении нефти водой нередки случаи, когда вследствие различия вязкостей жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место, опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточно полному вытеснению нефти. Вытеснение нефти растворами полимеров, т. е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта. Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение для повышения нефтеотдачи пластов нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01...0,05% придают ей вязкоупругие свойства.
Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2...1% пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5... 10 раз больше вязкости воды, что и обеспечивает большую полноту вытеснения нефти.
При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине.
Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт.
Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.
Метод внутрипластового горения (рис. 8.7) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.
При вытеснении нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей фазы используются растворимые в нефти сжиженные пропан, бутан, смесь пропана с бутаном. В пласте они смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.
Рис. 8.1. Схема законтурного заводнения:
1 – нефтяные скважины; 2 – нагнетательные скважины;
3 – контрольные скважины; 4 – внутренний контур нефтеносности;
5 – внешний контур нефтеносности
Рис. 8.2. Схема внутриконтурного заводнения:
1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины
Рис. 8.3. Схемы центрального заводнения:
а – осевое заводнение; б – кольцевое заводнение;
1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины
Рис 8.4 Схема установки
артезианского трубного
насоса (АТН).
1 – электродвигатель;
2 — приводной вал насоса;
3 — радиальная опора вала;
4 — НКТ;
5 — центробежный насос;
6 — обсадная колонна;
7 — приемная сетка насоса
Рис. 8.5. План компоновки бкнс.
Блок: / — насосный, // — низковольтной аппаратуры;
/// — управления, IV — гребенки;
1 — бак маслосистемы; 2 — центробежный насос; 3 — зубчатая муфта; 4 — электродвигатель; 5 — пост местного управления;
6 — приемный коллектор; 7 — задвижка; 8 — манометровая колонка; 9 — всасывающий трубопровод; 10 — трубопровод дренажных вод;11 — задвижка с электроприводом; 12 —обратный клапан;
13, 21 — напорные трубопроводы; 14 —• трубопровод отвода воды; 15 — щиты станции управления; 16 — бак дренажных вод;
17, 25 — печи отопления ПЭТ-2; 18 — общестанционные щиты;
19 — переход; 20, 22 — регулирующие вентили; 23 —сбросный коллектор; 24 — шкаф управления; 26 — шкаф дифманометров;
27 — напорный коллектор
Рис. 8.6 Общий вид насоса ЦНС.
Рис. 8.7. Схема внутрипластового очага горения:
1 — нагнетательная (зажигательная) скважина;
2 — глубинный нагнетатель;
3 — выгоревшая часть пласта;
4—очаг горения;
5 — обрабатываемая часть пласта (движение нефти, газов, паров воды);
6 — эксплуатационная скважина