Тулеш. Месторождение Каламкас введено в опытнопромышленную разработку в 1979 г
 Скачать 0.69 Mb.
|
2.1 Текущее состояние разработки месторожденияВ 1989 г. институтом «КазНИПИнефть» был составлен «Проект разработки нефтегазового месторождения Каламкас», в соответствии с которым в настоящее время ведется разработка данного месторождения. Основные технические решения Проекта разработки основывались на положениях, принятых в «Технологическая схема разработки месторождения Каламкас», составленной институтом КазНИПИнефть в 1979 году: Все скважины бурятся и оборудуются 168-мм эксплуатационной колонной, что позволяет в случае необходимости при капитальном ремонте спускать 114-мм колонну и в дальнейшем осуществлять нормальную эксплуатацию. Все скважины бурят до нижнего нефтяного пласта, что позволяет в случае необходимости переводить их на другие объекты. Сетки добывающих и нагнетательных скважин (равномерные квадратные с удельной площадью 16 га/скв) объектов равномерно смещены, таким образом, что сетки двух соседних объектов вместе образуют равномерную квадратную вдвое плотную с удельной площадью 8 га/скв. Объединенная сетка всех четырех объектов также равномерная с удельной площадью 2 га/скв. По каждому объекту разработки запроектирована равномерно рассредоточенная площадная закачка воды с соотношением добывающих и нагнетательных скважин - 3. После организации заводнения текущее пластовое давление должно быть на уровне начального, Рзаб добывающих скважин должно соответствовать Рнас нефти газом, а Рзаб нагнетательных скважин недолжно достигать давления гидроразрыва пластов. Разбуривание месторождения осуществляют от центра к периферии. Рекомендовано на периферийных участках бурить по разреженной сетке, но при получении благоприятных результатов сгущать сетку до проектной плотности. Для реализации был принят ЦКР 2 вариант разработки с последующим переходом на 5 вариант. Вариант 2 предусматривал полный охват проектными решениями промышленных запасов месторождения, а также полное разбуривание запасов категории С2 на слабоизученных частях горизонтов Ю-4С и Ю-5С (I, II блоки, запад). Этот вариант предусматривал выделение 11 основных эксплуатационных объектов: горизонты Ю-I, Ю-II, Ю-III, Ю-IV, Ю-V+VI, Ю- VII, Ю-1С, Ю-2С, Ю-3С, Ю-4С, Ю-5С и одного возвратного объекта – Ю горизонт; -применение 9-точечной схемы заводнения с плотностью сетки скважин 16 га/скв; -продолжение осуществления технологии ВУС-полимерного воздействия на первоочередном и восточном опытных участках. Вариант 5 предусматривал применение на 1, 2, 3, 4, 6 объектах (горизонты Ю-I, Ю-II, Ю-III, Ю-IV, Ю-1С) технологии чередующейся закачки порций высоковязкой нефти и воды (ЧЗ), на 7, 8, 9 объектах (горизонты Ю-2С, Ю-3С, Ю-4С) технологии роторно-циклического заводнения пластов (РЦЗ) и на 6 объекте технологии закачки оторочки газа. По состоянию на 01.01.2019 г. на месторождении Каламкас пробурено 2650 скважин, из них 1958 добывающих, 591 нагнетательных, в контрольном фонде находится 19 скважин, водозаборных 64, ликвидировано 18 скважин. Согласно 2 варианту бурение скважин должно было завершиться в 1997 году и на дату анализа месторождение должно быть покрыто сеткой проектного фонда скважин. Но по причине отсутствия финансирования бурение было прекращено в 1998 году и продолжено только с 2000 года. На дату составления отчета месторождение в основном разбурено в соответствии с проектной плотностью сетки скважин – 16 га/скв. Однако имеются участки с плотностью сетки скважин от 4 до 8 га/скв из-за перевода скважин с одного объекта на другой по геологическим причинам. На участках с уплотненной сеткой скважин наблюдается недоукомплектованность ячеек с отсутствием нагнетательных скважин, что отрицательно влияет на вытеснение нефти закачиваемым агентом. Второй вариант разработки предусматривает применение обращенной 9-точечной площадной схемы заводнения. Если судить о степени развития системы заводнения по соответствию таким проектным значениям как отношение количества действующих добывающих скважин к действующим нагнетательным (m = 3), то по всем горизонтам этот параметр выше проектного: Ю-1С– 3,6; Ю-2С – 3,2; Ю-3С – 3,5; Ю-4С – 4,0; Ю-5С – 3,5; Ю-I – 3,5; Ю-II – 3,6; Ю-III – 3,6; Ю-IV – 4,5; Ю-V+VI – 4,4. На отдельных узких полосообразных стратиграфически экранированных участках горизонтов Ю-1С, Ю-2С, Ю-3С, Ю-4С, Ю–I не удалось реализовать площадную систему заводнения. Горизонт Ю-VII эксплуатируется одной добывающей скважиной на естественном режиме, когда проектом предусмотрена и нагнетательная скважина. Основные показатели разработки месторождения Каламкас на 31 декабря 2009 года приведены в целом по месторождению и по объектам эксплуатации (рисунок 2.1.). За 2018 год из скважин месторождения было добыто 3223,750 тыс.тонн нефти, 22407,104 тыс.тонн жидкости и 313,054 млн.м3 газа. Накопленная добыча нефти на 31.12.2009 г. достигла 30744,627тыс.тонн, что составляет65,4%от начальных извлекаемых запасов. В продуктивные пласты в 2018 году на 31 декабря закачано 19797,035 тыс.м3, накопленная закачка составила – 43166,846 тыс.м3. Средняя приемистость нагнетательных скважин находится на уровне – 202 м3/сут. Текущая компенсация отборов закачкой – 62%. Среднесуточный дебит действующих скважин по нефти за 12 месяцев составил18,5 т/сут, по жидкости – 156,3т/сут. Средняя текущая обводненность добытой продукции 85,6%. I объект (горизонты Ю-I+Ю-II, Ю-Ic+ЮIIc) За 2009 год скважинам II объекта добыто 1268,5 тыс.тонн нефти и 9159,5 тыс.тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 31.12.2018 г. достигла 14061,2 тыс.тонн, что составляет 59,13% от начальных извлекаемых запасов нефти II объекта. Добыча нефти за 2018 год составила 895,6 тыс.тонн и 5988,804 тыс.тонн - добыча жидкости, добыто газа на 31.12.2018 год мая 34,176 млн.м3. Накопленная добыча нефти на дату анализа достигла 6866,927 тыс.тонн, что составляет 79,6% от начальных извлекаемых запасов нефти III объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 15,8 т/сут, а по жидкости равен 134,7 т/сут, закачано в пласт 5153,1 тыс.м3 воды, при текущей компенсации отборов – 75%, накопленная закачка воды составила 13413,946 тыс.м3, средняя обводненность продукции – 83,3%. III объект (горизонты Ю-IV+Ю-V+Ю-VI, Ю-IVc+Ю-Vc+VIc) За 2018 год добыча нефти составила 33,35 тыс.тонн, добыча жидкости – 438,6 тыс.тонн. Накопленная добыча нефти на 31.12.2018 г. достигла 142,6тыс.тонн, что составляет 82% от начальных извлекаемых запасов нефти IV объекта. Средний дебит скважин по нефти составляет 11,0 т/сут, а по жидкости – 78,7 т/сут, средняя обводненность продукции 75,3% (таблица 2.1). Таблица 2.1 - Технологические показатели разработки
По состоянию на 01.01.2019 г. на месторождении Каламкас пробурено 2690 скважин. Из них 1987 добывающих и 599 нагнетательных числятся в эксплуатационном фонде, в контрольном фонде – 19 скважин, в водозаборном – 67, с начала разработки ликвидировано всего 18 скважин. Действующий фонд представлен 1925 добывающими и 563 нагнетательными скважинами. На месторождении существуют скважины эксплуатирующие совместно несколько горизонтов: 308 добывающих и 75 нагнетательных скважин эксплуатируют два объекта, 3 добывающие и 1 нагнетательная скважина эксплуатируют три объекта. Добыча осуществляется фонтанным и механизированным способом. Фонд скважин, работающий фонтанным способом, представлен всего 7 скважинами. Основная доля фонтанных скважин эксплуатируется на горизонтах Ю-1С, Ю-2С, Ю-II, Ю-V+VI. Механизированным способом эксплуатируются 1918 скважины, в т.ч. 485 скважина оборудованы винтовыми насосами и 1433 скважины оборудованы ШГН. На 2018-2019гг коэффициент использования фонда добывающих скважин составил в среднем 0,97 д.ед., коэффициент эксплуатации – 0,96 д.ед., по нагнетательному фонду – 0,94 д.ед. и 0,97 д.ед. соответственно. Надо отметить, что своевременное проведение ремонтно-профилактических работ, мероприятий по устранению нарушений в работе подземного оборудования, позволяет поддерживать высокие значения коэффициентов эксплуатации и использования. Анализ распределения фонда скважин по дебитам нефти и жидкости, приемистости и обводненности в динамике за рассматриваемый период 2007-2013 гг. в целом по месторождению показал, что около 81 % действующего фонда скважин характеризуется дебитами нефти до 10 т/сут при среднем значении 6 т/сут. Количество скважин с дебитами менее 5 т/сут составляет 1128, или 59 % всего действующего фонда. Однако за анализируемый период прослеживается тенденция снижения количества скважин малодебитного фонда (менее 5 т/сут) и увеличение количества скважин с дебитами нефти более -5,-10,-20, т/сут по сравнению с 2005 г. Иначе выглядит динамика распределения скважин по дебитам жидкости.  Рисунок 2.2.Распределение фонда новых скважин по объектам Основной фонд действующих скважин более 62 %, эксплуатируется с дебитами жидкости в диапазоне 20-60 т/сут. За анализируемый период наблюдается увеличение количества скважин с дебитами жидкости более 10-60 т/сут. По основным эксплуатационным объектам месторождения процент малодебитного фонда изменяется от 35 % (Ю-V+VI) до 95 % (Ю-5С). Средние и высокие дебиты скважин по нефти более 5 т/сут наблюдаются по горизонтам Ю-1С, Ю-2С, Ю-I-VII, и низкие менее 5 т/сут по Ю-3С – Ю-5С. Средняя приемистость нагнетательных скважин за период с 2008 по 2013 гг. увеличилась с 149 до 172 м3/сут. Из динамики распределения фонда нагнетательных скважин по приемистости видно, что 80 % фонда характеризуется приемистостью более 100 м3/сут. Здесь также как и в добывающем фонде прослеживается тенденция увеличения количества скважин эксплуатирующиеся с приемистостью более 100 м3/сут. Так, по сравнению на 01.01.2007г. количество скважин составляло 356, а на 01.01.2013 г. – 461 ед. Более высокую приемистость 188 – 209 м3/сут обеспечивают скважины эксплуатирующие Ю-1С, Ю-I -V+VI горизонты, а более низкую 99 м3/сут – скважины Ю-5С горизонта. Из представленной динамики обводненности добываемой продукции видно, что фонд скважин имеющие обводненность более 90 % неуклонно растет и на 01.01.2019 г. составляет 40 % действующего фонда скважин.Так, по сравнению на 01.01.2018 г. количество скважин составляло 356, а на 01.01.2019 г. – 461 ед. Более высокую приемистость 188 – 209 м3/сут обеспечивают скважины эксплуатирующие Ю-1С, Ю-I -V+VI горизонты, а более низкую 99 м3/сут – скважины Ю-5С горизонта. 2.2 Системы заводнения Рассмотрим метод площадного заводнения. Его можно paссматривать как вторичный метод поддержания пластового давления. Если нефтяная залежь разрабатывается без поддержания пластового давления, то первоначальные запасы пластовой энергии быстро расходуются, из-за чего дебиты скважин значительно снижаются. При этом в залежи остаются огромными количества нефти. Для повышения текущей добычи нефти из таких «истощенных» залежей и увеличения суммарной нефтеотдачи применяют нагнетание в пласт воды или газа но в меньших объемах и при меньших давлениях чем при заводнении или при нагнетании в пласт газа. Нагнетание в пласт воды или газа осуществляется чаще всего по всей площади нефтяной залежи. Нагнетательные скважины располагают непосредственно в нефтяной зоне, мeждv эксплуатационными скважинами. Обычно в качестве нагнетательных используют нефтяные скважины, выбывшие из эксплуатации. Регулирование процесса площадного заводнения или площадной закачки газа в пласт преследует цель равномерного проталкивания нефти к забоям эксплуатационных скважин. Это достигается ограничением закачки воды или газа в скважины являющиеся очагами их прорывов по отдельным направлениям ограничением отбора нефти из эксплуатационных скважин или наоборот путем увеличения закачанных объемов воды или газа и усиленного отбора нефти из отдельных скважин или групп скважин. Для получения большего эффекта скважины (нагнетательные и нефтяные) желательно размещать по правильным геометрическим сеткам. Выбор типа заводнения и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин (сетки скважин) – одна из важнейших задач, от решения которой зависит эффективность разработки всего месторождения и отдельных его участков. Просчеты с выбором сетки скважин приводят к снижению дебитов, низким экономическим показателям разработки и быстрому обводнению залежи. К тому же каждая новая скважина – это существенное увеличение капитальных затрат. Площадное заводнение) - разновидность внутри- контурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают наибольшей активностью. Обусловлено это тем, что в рамках систем с площадным заводнением каждая добывающая скважина непосредственно с самого начала промышленной разработки контактирует с нагнетательными, при внутриконтурном же разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних (первых) добывающих рядов. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, (рисунок 1.12) при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин. Линейная система — это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещают в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1. Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 26. Если 2L = 26, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин (1:1). Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы разработки с равными расстояниями между всеми скважинами. Пятиточечная система симметрична, а за элемент можно выбрать обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3:1). В обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3. При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2:1. Таким образом, площадные системы характеризуются различной активностью воздействия на залежь, выраженной соотношением нагнетательных и добывающих скважин (1:3, 1:2, 1:1, 2:1, 3:1). Площадное заводнение эффективно при разработке слабопроницаемых пластов. Эффективность площадного заводнения увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элементы системы Данные системы обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов, характеризующихся относительно однородным строением пластов и представленных терригенными или карбонатными коллекторами порового типа. Наиболее широко они применяются при разработке малопродуктивных объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или с сочетанием низкой проницаемости и повышенной вязкости. Для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к тре- щинно-поровым карбонатным коллекторам, целесообразно применение ячеистой площадной системы заводнения При разработке таких залежей коллектор в добывающих скважинах ведет себя как поровый, а в нагнетательных, в связи с раскрытием трещин под влиянием высокого забойного давления, как тре щинно-поровый. Это обуславливает многократное превышение коэффициента приемистости нагнетательных скважин над коэффициентом продуктивности добывающих скважин и соответственно высокую суточную приемистость первых при низких дебитах вторых. Применение в таких условиях обычных площадных систем с равными расстояниями между всеми скважинами и с малой величиной отношения количества добывающих и нагнетательных скважин обусловливает низкий уровень добычи, несмотря на большой объем закачиваемой в пласт воды, намного превышающий объем отбираемой из пласта жидкости. Ячеистая система во многом устраняет эти недостатки и повышает эффективность разработки залежей, обеспечивая резкое увеличение величины отношения количества добывающих и нагнетательных скважин (до 6:1 и более), а также расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами при малых расстояниях между добывающими скважинами. Площадное заводнение применяется довольно часто, причем выбор схемы расположения скважин зависит от особенностей конкретного месторождения: • если существующие скважины пробурены по квадратной сетке, то наиболее вероятно использование пятиточечной или девятиточечной системы. Их эффективность, с точки зрения полученной нефтеотдачи и водяного фактора извлекаемой смеси, практически одинакова. • если подвижность нагнетаемой жидкости выше, чем вытесняемой (что особенно характерно для нефтей повышенной вязкости), то возможно применение схемы, предусматривающей большее количество эксплуатационных скважин, чем нагнетательных. При заводнении нефтяных месторождений существенное значение имеет число добывающих рядов между разрезающими рядами нагнетательных скважин. При низкой гидропроводности и большой прерывистости пластов наиболее рационально применение площадной и однорядной систем заводнения с самого начала разработки. В случае более высокой гидропроводности целесообразно осуществлять трехрядную систему, с последующей ее интенсификацией путем создания очагов заводнения. Применение пятирядных систем целесообразно лишь при достаточно хорошей характеристике продуктивных пластов. При этом следует предусматривать возможность интенсификации системы разработки дополнительными разрезаниями месторождения, применением очагового заводнения. Многорядные системы обеспечивают более высокую нефтеотдачу только в однородных, слабо-прерывистых пластах. Чем выше асинхронность темпов разработки различных элементов площадного заводнения, тем быстрее обводняются добывающие скважины и тем ниже эффективность разработки залежи при площадном заводнении. Недостатки систем разработки с площадным заводнением: • практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды; • возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин; • вследствие своеобразной конфигурации линий тока между скважинами могут формироваться целики (застойные зоны) нефти. Этот процесс усиливается при: • неодновременном вводе новых добывающих скважин в элемент системы после начала закачки воды; • продолжительных остановках отдельных скважин для подземного и капитального ремонта; • отключении обводненных скважин; • существенных различиях в дебитах скважин и др. В связи с низкой продуктивностью залежей, при которой применяется площадное заводнение, и вследствие указанных особенностей процесса разработки, коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 0,45-0,50. Применять площадные системы разработки можно только на поздней стадии разработки, т.к. вопросы регулирования отбора и закачки, борьбы с обводнением скважин достаточно сложны и не всегда имеют простое решение. Масштабы применения различных систем заводнения (по данным М. Л. Сургучева) характеризуются следующими величинами в %, (в числителе число месторождений, в знаменателе добыча нефти): • внутриконтурная, блоковая - 50/70; • комбинированная (законтурная, внутриконтурная) - 28/18; • избирательная, площадная - 18/9; • законтурная - 3,3/3. Площадное заводнение также разновидность внутриконтурного заводнения, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие Скважины чередуются строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку. Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными ранее. Это обусловлено тем, что в рамках систем с площадным заводнением каждая добывающая скважина с самого начала разработки непосредственно контактирует с нагнетательными, в то время как, например, при внутриконтурном разрезании в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних (первых) добывающих рядов. Кроме того, при площадном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин, чем при ранее рассмотренных системах. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной отношения количеств добывающих и нагнетательных скважин. Системам разработки с площадным заводнением свойственны и некоторые негативные моменты. Они практически не позволяют регулировать скорость продвижения воды к разным добывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения. Значительной части добывающих скважин. Этот процесс усугубляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе системы после начала закачки воды, продолжительными остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводненных скважин, существенными различиями в дебитах скважин и др. Вследствие своеобразной конфигурации линий тока при площадном заводнении между скважинами могут формироваться целики (застойные зоны) нефти. 2.3 Описание технологического процесса поддержания пластового давления Поддержание пластового давления проводят с целью сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной (запроектированной) величине, для повышения нефтеотдачи пластов, ускорения процесса разработки месторождения. На месторождениях компании основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на повышение текущей и конечной нефтеотдачи, базируются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов внутриконтурного заводнения. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют: избирательное заводнение, позволяющее рационально использовать энергию закачиваемой воды, очаговое и площадное заводнение [5]. Формирование комплекса сооружений по поддержанию пластового давления осуществляется В соответствии с проектом обустройства месторождения, который разрабатывается Специализированной проектной организацией. Для повышения эффективности системы поддержания пластового давления рекомендуется использовать: -передовые высокоэффективные перспективные технологии, такие как каскадная технология очистки сточных вод от нефти и мехпримесей и закачки ее в низкопроницаемые пласты, что позволяет увеличить добычу нефти, сократить число капитальных ремонтов нагнетательных скважин и расход электроэнергии; закачку химического реагента «Полисил» разных модификаций по специальной технологии, позволяющей увеличить коэффициент приемистости нагнетательных скважин в 2 и более раза. Технологическая схема процесса поддержания пластового давления должна обеспечивать полную герметизацию процесса, учет количества закаченного рабочего агента, требуемое качество подготовленной воды, гибкость и маневренность работы оборудования. Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин. В зависимости от источника получения воды, состава технологических комплексов и оборудования можно выделить следующие основные технологические схемы закачки рабочего агента в пласт. Закачка воды с использованием блочной кустовой насосной станции (БКНС) – источник получения воды (водозаборная скважина, водозабор речной воды, объект подготовки нефти) – БКНС – нагнетательные скважины. Вода от источника получения воды поступает на блочную кустовую насосную станцию. От БКНС по системе водоводов вода подается в скважины системы ППД. Высоконапорная закачка воды с использованием водозаборной скважины (ВЗ) – ВЗ (источник получения воды) – нагнетательная скважина. Вода сеноманской скважины без предварительной подготовки посредством высоконапорных погружных насосов подается по системе водоводов в скважины ППД. Количество скважин, подключаемых на одну высоконапорную установку, определяется производительностью насоса и приемистостью скважин. Шурфовая закачка (ШЗ) – ВЗ, объекты подготовки нефти (источник получения воды) – шурф – нагнетательная скважина. Вода водозаборной скважины (сеноманская, пресная), посредством низконапорных погружных насосов и (или) пластовая вода с объектов подготовки нефти подается в шурф, где установлен высоконапорный насос. Посредством высоконапорной установки, расположенной в шурфе по системе водоводов вода подается в скважины ППД. Закачка воды с использованием горизонтальных установок (ГНУ) – источник получения воды (водозаборные скважины, водозабор речной воды, объект подготовки нефти) – БКНС – ГНУ – нагнетательная скважина. Вода от источника получения воды поступает на блочную кустовую насосную станцию. От БКНС по системе водоводов вода подается в скважины системы ППД. При недостаточном давлении на устье нагнетательной скважины между БКНС и нагнетательными скважинами дополнительно устанавливается подпорная горизонтальная насосная установка. На БКНС подача воды осуществляется по водоводам (диаметром 114- 820 мм) низкого давления с установки предварительного сброса воды (УПСВ), установки подготовки нефти (УПН) и центрального пункта сбора нефти (ЦПС) (пластовая), из водозаборных скважин (сеноманская), из открытых водоемов (пресная). От БКНС вода по водоводам высокого давления и нагнетательным линиям скважин (диаметром 89-325 мм) подается в нагнетательные скважины для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. Рабочее давление в трубопроводах системы ППД: водоводы низкого давления (ВНД) – 0-4 МПа; - водоводы высокого давления (ВВД) – 10-22 МПа. Система оборудования для ППД состоит в общем случае из участков водозабора, магистрали подвода воды (с трубопроводом большого диаметра и насосными станциями первого, второго и, если требуется, третьего водоподъема), очистных сооружений подготовки воды к закачке ее в нефтяной кустовых насосных станций высокого давления,разводящих трубопроводов с водораспределительными гребёнками, от которых вода идет к нагнетательным скважинам. Рассмотрим технологическое оборудование, используемое на нефтяном месторождении: БКНС; Шурф; ГНУ; Водозаборная скважина; БГ (БНГ, ВРБ); Нагнетательная скважина. Блочная кустовая насосная станция (БКНС) предназначена для закачки воды из поверхностных, подземных источников или промысловых очищенных сточных вод в нагнетательные скважины для поддержания давления в разрабатываемом продуктивном горизонте нефтяного месторождения. В зависимости от необходимой производительности станции могут состоять из одного, двух, трех и более насосных блоков, блока дренажных насосов, блока аппаратурного, блока операторного, блока гребенки. Возможно выполнение маслосистемы в насосном блоке или отдельным блоком (блок маслохозяйства). В общем случае в состав БКНС входят: Насосные блоки; Блок дренажных (вспомогательных) насосов; Блок управления; Блок низковольтной электроаппаратуры; Блок распределительного устройства; Блок напорной гребенки (коллекторов); Блок операторный; Блок маслохозяйства; Емкость аварийного слива масла с трансформаторов; Емкости дренажные подземные; Шламовый амбар (в случае использования сепарации). Условно БКНС делится на машзал (насосные блоки) и энергозал (блоки энергообеспечения). Блоки насосные выполняют функцию повышения давления технологической воды до уровня, обеспечивающего нагнетание воды в скважины системы ППД (заводнения). Энергоблоки служат для автоматического управления работой насосных агрегатов, контроля параметров и сигнализации состояния технологического оборудования, защиты технологического оборудования при изменении параметров технологического процесса сверх допустимых пределов, автоматического отключения насосного агрегата и включения резервного. На нефтепромыслах применяют следующие агрегаты электронасосные многоступенчатые: ЦНС-180-1900, ЦНС-180-1422, ЦНС-180-1050, а также их модификации. Центробежные насосы типа ЦНС-180 (высоконапорные) предназначены для нагнетания воды в скважину с целью поддержания пластового давления. Насосные блоки размещаются в едином машинном зале. Насосные агрегаты могут быть плунжерными или центробежными синхронными и/или асинхронными двигателями. Центробежные насосные агрегаты типа ЦНС-180 позволяют производить закачку воды в пласт при давлении нагнетания от 9,5 до 19 МПа. Шурф предназначен для закачки поверхностных или пластовых вод в нагнетательные скважины с использованием электроцентробежного погружного насоса. Состав установки: Шурф; Электроцентробежный погружной насос; Подводящий водовод; Силовой кабель; Нагнетательный водовод; Станция управления; Трансформатор. Горизонтальная насосная установка предназначена: для закачки в пласт воды, используемой в системе ППД (при установке на БКНС); для нагнетания жидкости в скважины с целью поддержания пластового давления нефтяных скважин, утилизации попутной воды (при установке на удаленных от основной БКНС кустовых площадках, для компенсации потерь давления в трубопроводах и поднятия до давления приемистости пласта). Состав горизонтальной насосной установки: Насос; Электродвигатель трехфазный асинхронный; Узел разгрузки (УР); Система охлаждения УР; Рама монтажная. Водозаборная скважина предназначена для добычи воды из водоносного горизонта, используемой в системе ППД и подачи ее на БКНС или в нагнетательные скважины (водовод высокого давления). Водозаборная скважина состоит из: -Электроцентробежный погружной насос; -Оборудования устья скважины; -Силовой кабель; -Станция управления; -Трансформатор. Блок напорной гребенки (БГ) предназначен для распределения, измерения расхода и Давления технологической воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления. В зависимости от количества водоводов блоки напорных Гребенок подразделяются на восьми-, пяти-, четырехводоводные. БГ выполнен в блочном исполнении. Оборудование находится в теплоизолированном помещении. Блок-боксы выполнены на сварном основании с ограждением. Включает в себя: Распределительный коллектор; Напорные водоводы; Систему дренажа с дренажным коллектором; Запорно-регулирующуюарматуруколлектора,водоводовидренажа; Датчики расхода, давления и сигнализаторы автоматики (наколлекторе и водоводах); Систему вентиляции и освещения; Обогреватель. На данный момент выдано разрешение от 28 августа 2008 года на разведку и добычу производственно-технических подземных вод месторождения для закачки в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления в объеме 3699 м3/сутки. С учётом основных показателей разработки месторождения и объемов получаемой при этом сточной воды, проведён расчёт объёмов технической воды с водозаборных скважин, который приведён в таблице 2.2. Таблица 2.1 -Расчетные объемы вод месторождения по показателям разработки
Для скважин нагнетательного фонда с начала осуществления заводнения наряду с общими технологическими мерами защиты необходимо применение специальных методов. Применение ингибирования предпочтительно начинать на первоначальном этапе заводнения. Выбор класса ингибиторов коррозии должен производиться с учетом агрессивности транспортируемой продукции, совместимости с технологическими процессами подготовки нефти, газа и воды, при осуществлении которых применяются химические реагенты различного класса, оптимальность дозировки - определяться из опытно-промысловых исследований. На месторождении морская вода заканчивается по двум технологиям разработанным в «КазНИПИнефть», позволяющих снизить активность сульфатредукций в пласте. Технология периодической закачки морской воды с последующим вытеснением без или слабо сульфатной водой в соотношении 1 объем морской воды 2-3 объема вытесняющей. Технология закачки смеси морской воды со слабосульфатной высокоминерализованной альбской водой в соотношении 1:2-1:3. Анализ эффективности технологии закачки воды показали, что отсутствие узлов учета воды не позволяет полностью выдерживать режим технологии закачки смесей морской воды, что приводит к постепенному заражению пласта. Более эффективна периодическая закачка морской воды с последующим вытеснением альбской воды. В 2015-2018 году в связи с увеличением объемов закачки в пласт из-за недостаточности мощности водозабора альбских вод недостающий объем будет удовлетворяться морской водой, закачка которой должна осуществляться по РД39-0143332-04872Р, по технологии «Периодической закачки воды для ППД на месторождении Каламкас ». В качестве вытесняющего агента используется альбская вода. Соотношение объемов закачек морской воды с альбской водой 1:3. Для предупреждения био- и других видов коррозии рекомендуется постоянная обработка бактерицидом альбской, волжской и морской воды в дозировке 50 г/м3, сточной РА-23Д в дозировке 25 г/м3. Вода, предназначенная для закачки в пласт, должна быть по возможности чистой, не содержать больших количеств механических примесей и соединений железа, сероводорода, углекислоты, нефти, а также органических примесей (бактерий и водорослей). Для очистки воды в системах заводнения пластов сооружают водоочистные установки. Вода, поступающая на водоочистную установку, в зависимости от ее качества с целью очистки подвергается: 1) коагуляции — укрупнению мельчайших взвешенных в воде частиц с образованием осаждающихся хлопьев; 2) фильтрации — очистке от взвешенных частиц после коагуляции (обычно в песчаных фильтрах); 3) обезжелезиванию — удалению закисей или окисей железа, которые в противном случае могут в пласте выпадать в осадок; 4) смягчению — подщелачиванию гашеной известью; 5) хлорированию — ликвидации микроорганизмов, бактерий; 6) стабилизации — придании воде стабильности по химическому составу и особенно по предупреждению обогащения ее железом, поскольку вода закачивается в пласт по стальным трубам. В зависимости от свойств воды схема подготовки ее может быть различной. Например, при использовании поверхностных вод можно исключить обезжелезивание воды и т. п. Иногда достаточно пропустить воду через песчаные фильтры с целью освобождения ее от механических примесей. подрусловые воды, которые широко используются при заводнениях на промыслах восточных районов, практически не нуждаются и в такой очистке. Прошедшие через естественные фильтры эти воды почти не содержат механических примесей. Минерализованные воды водоносных пластов нефтяных месторождений как правило, не нуждаются в специальной обработке На слайде приведена схема водоочистной станции при использовании для нагнетания в пласт воды из открытых водоемов. Вода из водоема после добавки в нее необходимого количества коагулянта из дозирующего устройства 2 для укрупнения мелких механических частиц, насосами 1 первого подъема направляется в смеситель 3. (Наиболее распространенный в практике обработки воды коагулянт — сернокислый алюминий (иначе называемый сернокислым глиноземом). Количество коагулянта в каждом случае выбирают в зависимости от мутности воды и характеристики взвеси). В смесителе при подъеме воды с постоянно снижающейся скоростью происходит коагуляция мелких взвешенных частиц. Затем вода попадает в осветлитель 4, в котором при повороте потока на 180° оседает основное количество взвешенных частиц. Остальное количество взвесей задерживается в гравийных фильтрах 5. Очищенная вода накапливается в резервуарах 6, из которых насосами 7 направляется на кустовые насосные станции и далее распределяется по нагнетательным скважинам. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||