Отчет по практике. Бурение. Технология бурения скважины

• Название: Технология бурения скважины
• Дата: 28.03.2022
• Размер: 398 Kb.
• Имя файла: Отчет по практике. Бурение.doc
• Тип: Документы; #421193
• страница: 5 из 11

5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды

5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления

Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов.

При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса.

При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.

Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них.

Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов.

Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является вторичным способом добычи нефти (каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны.

5.2.Законтурное заводнение

Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления скважин друг от друга и от эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки.

Помере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронд нагнетания переносится.

При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды Qн будет превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсивный прирост пластового давления. Необходимо также предусмотреть компенсацию закачиваемой жидкости на различные потери (оттоки).

Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которая должна иметь тенденцию к росту или стабилизации.

Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов: - небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности 1,5…1,75 км); - пласт однородной с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади; - нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300…800 м, что обеспечит более равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков обводнения; - существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания.

К недостаткам законтурного заводнения можно отнести: - большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии; - удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь; - замедленная реакция фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания; - необходимость сооружений большого количества нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы.

Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при небольших размерах залежи.

5.3.Внутриконтурное заводнение

Этот метод ППД предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д. Экономичность данного метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора.

Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное.

Площадное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин на площади месторождения по одной из схем. Площадное заводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цели

Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-, семи- или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной системе одна эксплуатационная, при семиточечной – две, девятиточечной – три.

Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и некоторого количества – эксплуатационных на периферии. Такой способ заводнения характерен для небольших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны).

Избирательное заводнение применяют для вытеснения нефти из отдельных, плохо дренируемых пластов, неоднородных по простиранию. Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пласта с другими. Такие данные можно иметь после некоторого времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на поздней стадии разработки.

Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдельные части и оконтуривании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважины, число и порядок расположения которых определяют расчетами. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку месторождение сразу, до его полного изучения и, таким образом, сократить время разработки. Это эффективно для больших месторождений.

К существующим недостаткам системы ППД путем закачки воды следует отнести:

1) прогрессирующие обводнение месторождения при большом не извлеченном количестве нефти: так, при обводнении пласта Д1 – на 97%, процент извлеченной нефти составил 54, а в целом по Туймазинской площади – 15% (данные на 1.01.1988 г.);

2) невысокие отмывающие свойства закачиваемой в пласт воды;

3) большое количество осложнений, вызываемых возвращением в пласт добываемых вместе с нефтью пластовых вод, выражающихся в виде разрушений водоводов, засоления водоисточников питьевого водоснабжения, нарушения экологического равновесия.

Совершенствование ППД идет по следующим направлениям:

1) разработка новых технологических жидкостей или добавок к воде, улучшающих ее отмывающие свойства и обладающих меньшей агрессивностью по отношению к оборудованию и к природе;

2) разработка надежного контроля за движением жидкости в пласте;

3) разработка метода регулирования фильтрационных потоков в пласте и исключение образования тупиковых и не выработанных зон.

По данным 1983 года, заводнение применяется на 260 месторождениях, за счет чего добывается 90% всей нефти.

ППД проектируется в начала разработки большинства нефтяных месторождений.

ППД получило развитие в виде нестационарного заводнения (в отличие от стационарного – постоянного по объемам и направлению потоков закачиваемой жидкости во времени) и циклического заводнения, заключающегося в изменении направления потоков и объемов закачиваемой и добываемой жидкости.

5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод

В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это – пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки.

Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи.

Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются:

1) содержание взвешенных частиц: оценивается характеристикой заводняемого пласта и регламентируется величиной 40…50 мг/л и размером 5…10 мкм;

2) содержание кислорода – до 1,0 мг/л;

3) содержание железа – до 0,5 мг/л;

4) концентрация водородных ионов (рН) – 8,5…9,5;

5) содержание нефти – до 30 мг/л.

Эти данные приведены из опыта применения ППД на Туймазинском месторождении и должны быть пересмотрены при организации ППД в других районах.

На Туймазинском месторождении была апробирована химическая обработка пресной воды с целью удаления из нее солей и взвешенных частиц.

Впоследствии отказались от многих процессов подготовки воды, считая их неоправданными.

Однако, если для этого месторождения, имеющего высокую пористость и проницаемость пластов, отказ от подготовки воды по указанной выше технологии не вызывал значительных осложнений в работе системы, для других районов он мог оказаться неприемлемым.

Затем началась закачка пластовых вод, которая потребовала своего подхода.

Пластовые воды отличаются большим содержанием солей, механических примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Так, вода пласта Д1 Туймазинского нефтяного месторождения относится к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа плотностью 1040…1190 кг/куб.м. с содержанием солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л). Поверхностное натяжение воды на границе с нефтью составляет 5,5…19,4 дин/см, содержание взвешенных частиц – до 100 мг/л, гранулометрический состав взвешенных веществ характеризуется преимущественным содержанием частиц до 2 мкм (более 50% весовых).

Пластовые воды с процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт.

Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц – до 100 мг/л.

Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки.

5.5.Технологическое схемы ППД

Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин.

Можно выделить следующие принципиальные системы ППД:

а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее;

б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции.

В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую.

При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП.

При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод.

Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину.

Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт.

Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые.

В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом.

В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П подъема и объекта закачки.

В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки.

Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки.

Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины.

Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура.

В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде.

5.6.Наземные кустовые насосные станции

Техническая характеристика кустовой насосной станции определяется следующими факторами: а) суммарной приемистостью нагнетательных скважин, образующих общую производительность КНС: б) давлением нагнетания (давление, при котором нагнетательные скважины принимают заданный объем воды, плюс потери на трение, на местное сопротивление, на преодоление разности геометрических высот); в) количеством подключаемых нагнетательных скважин, определяемых габаритами КНС.

На два работающих насоса следует иметь один резервный. Промышленность освоила выпуск КНС в блочном исполнении (БКНС). При этом монтаж основного технологического оборудования, обвязки и аппаратуры выполняется на заводах в отдельных блоках, а на месте установки блоки монтируются и привязываются к существующим коммуникациям. В результате монтаж КНС сокращается до 55 дней при уменьшении стоимости строительно-монтажных работ на 80%. Стационарная КНС строится более 280 дней.

БКНС составляют следующие блоки: а) насосный блок (в зависимости от количества насосных агрегатов может занимать до 4 блоков); б) блок низковольтной электроаппаратуры;

в) блок управления; г) блок распределительного устройства; д) блок напорной гребенки (количество блоков определяется количеством скважин).

Каждый блок монтируется на металлической раме и транспортируется к месту монтажа на трайлерах или по железной дороге.