Подготовка воды для закачки в нефтянные пласты Ромашкинского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

" УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений

КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ

по курсу «Сбор и подготовка скважинной продукции»

ПОДГОТОВКА ВОДЫ ДЛЯ ЗАКАЧКИ В НЕФТЯННЫЕ ПЛАСТЫ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ГруппаБГРз-11-02

Студент Ярмухаметов Р.Р.

Руководитель Салимгареев Т.Ф.

УФА 2016

Содержание

Введение

1. Свойства добываемой воды, нефти и газа

2. Основные показатели разработки

3. Система сбора и подготовки, применяемая на месторождении

4. Система поддержания пластового давления

5. Источники воды для ППД

6. Требования, предъявляемые к качеству воды, закачиваемой в пласт

7. Реализация каскадной технологии подготовки воды

8. Расчет процесса закачки воды

Заключение

Список использованной литературы

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). Пластовые воды, отделяемые от нефти в процессе ее сбора и подготовки, сильно минерализованы, и по этой причине их нельзя сбрасывать в реки и водоемы, так как это приводит к гибели пресноводных. Поэтому пластовые воды закачивают в продуктивные или поглощающие пласты. Вместе с пластовыми закачивают и пресные воды, используемые в технологическом процессе при обесссоливании нефти, а также ливневые воды, попадающие в промышленную канализационную систему. В целом все эти воды называются сточными. В общем объеме сточных вод на долю пластовых приходится 85-88%, на долю пресных - 10-12% и на долю ливневых - 2-3%. Использование нефтепромысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления при водонапорном режиме разработки месторождений - это важное техническое и природоохранное мероприятия в процессе добычи нефти, позволяющее осуществлять замкнутый цикл оборотного водоснабжения по схеме: нагнетательная скважина - пласт - добывающая скважина - система сбора и подготовки нефти и газа с блоком водоподготовки - система ППД. 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. В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в первую очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геолого-промысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам. К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и качества закачиваемых в них жидкостей и др.

месторождение пластовый давление вода

1. Свойства добываемой воды, нефти и газа

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. 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 мПас. 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.

2. Основные показатели разработки

По состоянию на 2007г. 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 2007г. 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%. 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 2007г. 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 2001г. 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.

Забойное давление добывающих скважин равно 9,8 МПа. За период с 1982 по 2007 гг. оно снизилось на 0,7 МПа. Пластовое давление за этот период осталось на одном уровне и равно 16,7 МПа.

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%.

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

3. Система сбора и подготовки, применяемая на месторождении

Жидкость поступающая из добывающих скважин попадает на АГЗУ, где производится замер и учет его количества. Затем по коллекторам системы сбора она транспортируется в трубные водоотделители.

Средняя обводненность продукции скважин -93 %

На УПС производится сбор продукции скважин, раздел ГЖС на отдельные фазы (нефть, газ, пластовая вода), сброс пластовой воды с последующей утилизацией в систему поддержания пластового давления и откачка нефтеводогазовой смеси.

Продукция скважин под собственным напором поступает на замерные установки. Для измерения количества жидкой продукции скважин применяются автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник», счетчики количества жидкости СКЖ, блочные измерительные установки типа БИУС. Отличительной особенностью применяемой системы сбора от обычно принятой является применение на следующей стадии сбора трубных водоотделителей. Газожидкостная смесь поступает в трубные водоотделители ТВО, в которых происходит путевой сброс и дальнейшая утилизация пластовой воды в систему ППД.

Трубный водоотделитель входит в состав одного из основных объектов промысловой подготовки нефти, поэтому рассмотрим его работу более подробно на примере ТВО-4.

ТВО-4 предназначен для путевого сброса и утилизации пластовой воды на КНС и подачи водогазонефтяной смеси под собственным давлением на подготовку.

Производительность ТВО-4:

-по жидкости 4900,0 м³/сут

-по нефти 250,0 т/сут

-утилизация пластовой воды в систему ППД до 3000-4200 м³/сут

Техническая характеристика УК:

Диаметр - 500 мм

Длина - 100 м

Уклон - 0,5 ⁰

Техническая характеристика ТВО:

Диаметр - 1420 мм

Длина - 100 м

Давление - до 1,6 МПа

Уклон - 3 ⁰

Принцип работы ТВО-4. Водогазонефтяная смесь поступает в успокоительный коллектор, где происходит её предварительное расслоение. Затем водогазонефтяная смесь поступает в трубный водоотделитель (ТВО), где происходит разделение смеси на отдельные фазы - газ, нефть и воду. Отделившаяся вода с нижней части ТВО направляется в систему ППД. Нефть и газ из верхней части ТВО под давлением скважин направляется по нефтепроводу в НСП.

Работа ТВО-4 предусмотрена без обслуживающего персонала. Контроль и управление за технологическим процессом осуществляется дистанционно из щитовой КИП, размещаемой на площадке ТВО-4.

Работа ТВО-4 контролируется по давлению на трубопроводе «вход и выход водогазонефтяной смеси ТВО». Для определения содержания в утилизированной воде нефтепродуктов установлены пробоотборники.

Рисунок 1.3.1. Технологическая схема ТВО-4

Количество поступающей жидкости на ТВО-4 рассчитывается по режиму с учетом дебита скважин, находящихся в простое. Сброс воды с ТВО-4 на КНС контролируется самой КНС.

Частично обезвоженная нефть под собственным напором по трубопроводам поступает на установку подготовки нефти УПН, где производится сепарация и обезвоживание сырой нефти.

4. Система поддержания пластового давления

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 высокопроницаемых 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.

5. 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.

6. 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:

SO42- + Ca2+ + 2H2O = v 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 НСО3- 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 v + ^ 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.

7. 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 приведены в таблицах 1.6.1 и 1.6.2.

Таблица 1.6.1. Расчетные значения размеров поровых каналов и частиц.

№		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 1.6.2. Потребность в закачке воды.

	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 коллекторскими 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 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.

Рисунок 1.6.1 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.

Рисунок 1.6.2. 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;

...