Технология и техника воздействия на залежь нефти

ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ

Цели и методы воздействия

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его.

Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.

Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85 % нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Существуют следующие основные методы воздействия на пласт.

А. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, к которому относятся:

1. Законтурное заводнение.

2. Приконтурное заводнение.

3. Внутриконтурное заводнение, которое можно разделить на:

а) разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин;

б) блочная система заводнения;

в) очаговое заводнение;

г) избирательное заводнение;

д) площадное заводнение.

Б. Поддержание давления закачкой газа:

1. Закачка воздуха.

2. Закачка сухого газа.

3. Закачка обогащенного газа.

4. Закачка газа при параметрах, близких к критическим.

В. Тепловые методы воздействия.

1. Закачка в пласт горячей воды.

2. Закачка перегретого пара.

3. Создание в пласте подвижного фронта горения.

4. Тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Существуют так же, хотя в очень ограниченных масштабах и другие специальные методы воздействия, которые являются сочетанием названных выше. К этим методам можно отнести закачку различных веществ в пласт, таких как растворители с последующим их проталкиванием сухим газом или водой (закачка сжиженного газа); карбонизированная вода с последующим ее проталкиванием водой; углекислый газ; мицеллярные растворы в виде оторочек, смешивающихся с пластовой нефтью и вытесняющим агентом - водой; газогенераторные газы, получаемые сжиганием нефти при давлениях закачки в специальных аппаратах - газогенераторах.

Основное назначение многих из этих методов - не поддержание пластового давления, а повышение коэффициента нефтеотдачи в сочетании с попутным эффектом - частичным поддержанием пластового давления.

Как показывают исследования, объем растворителей при закачке должен составлять от 5 до 15% объема пласта между линиями нагнетания и отбора. Для закачки газа требуются очень мощные компрессорные установки высокого давления (превышающие пластовое), что приводит к большим удельным расходам энергии на единицу добытой нефти по сравнению, например, с закачкой воды. Для реализации перспективного метода - закачки карбонизированной воды и СО₂ - необходимы очень большие количества углекислого газа, получение которого в нужных количествах также вызывает большие технические трудности и требует специальных капитальных вложений.

Технология поддержания пластового давления закачкой воды

Размещение скважин

Законтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия нагнетательных скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него, предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.

Законтурное заводнение целесообразно:

§ при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин;

§ при сравнительно малых размерах залежи нефти, когда отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности составляет 1,5 - 1,75 км (хотя известны случаи разработки месторождений при иных соотношениях этих величин);

§ при однородном пласте с хорошими коллекторскимп свойствами как по толщине пласта, так и по площади.

В этих условиях система законтурного заводнения позволяет наиболее полно выработать запасы и вытеснить нефть к центральной возвышенной части пласта, к так называемому стягивающему ряду добывающих скважин или к одной скважине.

Законтурное заводнение имеет и недостатки. К их числу можно отнести следующие:

§ повышенный расход энергии (дополнительные затраты мощностей насосных установок) на извлечение нефти, так как нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности п линией нагнетательных скважин;

§ замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания;

§ повышенный расход воды вследствие ее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания.

Приконтурное заводнение. Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Приконтурное заводнение применяется:

§ при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью;

§ при сравнительно малых размерах залежи (см. законтурное заводнение);

§ для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.

Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны некоторые возможные потери нефти вследствие образования целиков между нагнетательными скважинами. Нефть из этих целиков может быть вытеснена только при очень тщательном регулировании процесса выработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

Внутриконтурное заводнение. Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности. Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти, позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.

Различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения: разрезание залежи линиями нагнетательных скважин на полосы, кольца, создание центрального разрезающего рядас несколькими поперечными рядами и в сочетании с приконтурным заводненном..

Выбор схемы расположения нагнетательных скважин определяется конкретными геологическими условиями, экономически целесообразными сроками выработки запасов и величиной необходимых капвложений. Как правило, линии нагнетательных скважин располагают в зонах пласта с улучшенными коллекторскими свойствами и перпендикулярно к доминирующему простиранию линз и проницаемых песчаников, что позволяет устранить или уменьшить блокировку нагнетаемой воды и повысить охват пласта воздействием.

Законтурное заводнение при наличии внутриконтурного должно предотвратить вытеснение нефти во внешнюю - законтурную область, а также интенсифицировать процесс. С энергетической точки зрения использование внутриконтурного заводнения более эффективно, чем законтурного и приконтурното, так как почти вся нагнетаемая вода используется в этом случае для вытеснения нефти по обе стороны разрезающего ряда. При внутриконтурном заводнении скважины разрезающих рядов эксплуатируются на нефти «через одну» для формирования фронта вытеснения, т. е. полосы водонасыщенной части пласта.

Перечисленные системы заводнения, как правило, применяются на больших оконтуренных месторождениях с установленными границами и достаточно достоверными данными о характеристиках пласта.

Блочное заводнение целесообразно на больших неоконтуренных месторождениях, когда по данным разведочных скважин очевидна промышленная нефтеносность в районе их расположения. В этом случае до окончательной разведки месторождения и определения контуров нефтеносности возможен ускоренный ввод объекта в эксплуатацию путем разрезания рядами нагнетательных скважин месторождения на отдельные блоки с самостоятельными сетками эксплуатационных скважин. Тогда внутри каждого блока бурят добывающие скважины в виде рядов, число и плотность которых на площади блока определяют гидродинамическими и технико-экономическими расчетами. При окончательной разведке и оконтуривании месторождения блоки, введенные в эксплуатацию раньше, технологически вписываются в общую схему разработки и составляют с ней органически целое.

Очаговое заводнение используют в сочетании с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных линз или участков пласта (застойных зон), на которые не распространяются влияние закачки от ближайших нагнетательных рядов. Как правило, при очаговом заводнении используют под нагнетание одну из добывающих скважин, расположенную рационально по отношению к окружающим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Однако для очагового заводнения возможно бурение специальной скважины или даже группы скважин для увеличения охвата воздействием большего объема нефтенасыщенной части пласта или его слабопроницаемых зон.

При достаточно детальной геологической изученности объекта разработки очаговое заводненне может применяться и как самостоятельное на всех этапах разработки и доразработки месторождения и в известном смысле является средством регулирования процесса вытеснения.

Избирательную систему заводнення применяют, как и очаговую, при выработке запасов нефти из сильно неоднородных прерывистых как по простиранию, так и по толщине коллекторов. При этой системе точки бурения нагнетательных скважин определяют с учетом детального изучения геологических условий распространения продуктивного пласта, его связей с забоями ближайших добывающих скважин и таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную интенсивность вытеснения нефти водой и свести до минимума влияние неоднородности и линзовидности пласта на полноту выработки и конечный коэффициент нефтеотдачи. Вследствие этого нагнетательные скважины оказываются расположенными на площади хаотично, отражая естественную неоднородность коллектора.

Это осложняет систему водоснабжения натнетательных скважин. На первых этапах разработки, когда геологическая информация ограничена или просто недостаточна, эта система не может быть применена. Она эффективна лишь на последующих этапах, когда выявляются детали строения пласта н результаты влияния на скважины закачки основной системы заводнения.

Площадное заводнение - наиболее интенсивная система воздействия на пласт, обеспечивающая самые высокие темпы разработки месторождений. Добывающие и нагнетательные скважины при этой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-, семи- или девятиточечных сеток, в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются (рис. 3.1). При разбуриваннп площади по таким равномерным сеткам скважин оказывается, что при пятиточечной схеме на каждую нагнетательную скважину приходится одна добывающая, при семиточечной схеме две добывающие, а при девятиточечной три добывающие скважины. Учитывая, что нагнетательные скважины не дают продукцию, становится очевидным, что девятиточечная схема экономически вытоднее, однако интенсивность воздействия на залежь при этом меньше и вероятность существования целиков нефти при прорыве воды в добывающие скважины больше. Исторически сложилось так, что площадное заводненне использовали на последних стадиях разработки как вторичные методы добычи нефти. Однако система площадного заводнения имеет самостоятельное значение, может эффективно использоваться на ранних этапах разработки при хорошей изученности пласта.

Рис. 3.1. Схема размещения скважин при площадном заводнении:

а - 5 - точечная система; б - 7 - точечная система; в - 9 - точечная система.

Пунктиром выделены симметричные элементы

В заключение необходимо заметить, что перечисленные схемы размещения скважин могут применяться не только при закачке воды, но и при закачке газа или при проталкивании газом или водой различных растворителей в виде оторочек. Однако масштабы применения других методов воздействия, по сравнению с закачкой воды, настолько малы, что приходится говорить главным образом о размещении скважин при заводнении.

Водоснабжение систем ППД

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления - добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение.

В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого начала разработки месторождения. В этом случае необходимо большое количество (практически 100%) пресной воды, так как добывающие скважины на этой стадии практически дают безводную продукцию. В дальнейшем скважины все больше обводняются, появляется во все возрастающих количествах попутная вода, которая должна быть утилизирована. В связи с этим системы водоснабжения должны видоизменяться и приспосабливаться к конкретным условиям разработки месторождения. Проектируемая система водоснабжения должна предусматривать рост обводненности продукции скважин и необходимость утилизации всех так называемых промысловых сточных вод, включая ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти н др.

Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система водоснабжения в любом случае должна предусматривать 100%-ную утилизацию сточных вод и работу всей системы ППД по замкнутому технолотическому циклу.

Это усложняет и несколько удорожает систему водоснабжения, так как возникает необходимость специальной подготовки сточных вод, очистки их от нефтепродуктов н взвеси, борьбы с возрастающей коррозией технологического оборудования и водоводов. Однако сточные воды, как правило, содержащие ПАВы, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что должно привести к увеличению нефтеотдачи пласта.

Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от источников воды для закачки в пласт, которыми могут быть:

§ открытые водоемы (рек, озер, морей);

§ грунтовые, к которым относятся подрусловые воды;

§ водоносные горизонты данного месторождения;

§ сточные воды, состоящие из смеси добытой вместе с нефтью пластовой воды,

§ воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке нефти, ливневые воды промысловых объектов. Сточные воды загрязнены нефтепродуктами и требуют специальной очистки.

Используемая для ППД вода не должна вызывать образование нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой, что может привести к закупорке пор, или, как говорят, должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивают в первую очередь следующими параметрами: количеством механических примесей (КВЧ - количество взвешенных частиц), нефтепродуктов, железа и его соединений, дающих при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры пласта, сероводорода (H₂S), способствующего коррозии водоводов и оборудования, микроорганизмов, а также солевым составом воды и ее плотностью.

Практика показала, что в большинстве случаев можно исключить специальную химическую подготовку воды и не предъявлять жесткие требования к КВЧ, а в ряде случаев в десятки раз увеличить допустимое КВЧ без заметного уменьшения поглотительной способности скважин. Например, для высокопроницаемых пластов Ромашкинского месторождения была доказана возможность нагнетания воды с содержанием до 30 мг/л нефти и до 40 - 50 мг/л твердых частиц размером 5 - 10 мкм.

Рис. 3.4. Типовая схема водоснабжения системы ППД:

1 - водозаборные устройства; 2 - станции I подъема; 3 - буферные емкости для грязной воды; 4 - станция водоподготовки; 5 - буферные емкости для чистой воды; 6 - насосная станция II подъема; 7 - кустовые насосные станции (КНС); 8 - нагнетательные скважины; 9 - разводящий водовод; 10 - водовод высокого давления (10 - 20 МПа)

Однако опыт показал, что нормирование качества воды для нагнетания в пласт нецелесообразно, так как пористость, проницаемость и трещиноватость пластов могут в широком диапазоне изменять требования к воде и к содержанию КВЧ в частности. Обычно при опытной закачке выявляются как пригодность имеющейся воды, так и возможная приемистость нагнетательных скважин и требуемое давление.

Система водоснабжения состоит обычно из нескольких достаточно самостоятельных звеньев или элементов, к которым относятся водозаборные устройства, напорные станции первого подъема, станция водоподготовки (при необходимости), напорная станция второго подъема, нагнетающая очищенную воду в разводящий коллектор и напорные станции третьего подъема или так называемые кустовые насосные станции (КНС), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины.

Между отдельными звеньями системы водоснабжения создаются промежуточные буферные емкости для запаса воды, обеспечивающие непрерывность работы системы при кратковременных изменениях пропускной способности отдельных элементов в результате остановок по технологическим причинам или при авариях: порывах водоводов, остановке скважин.

Такая система водоснабжения - типичная для восточных районов европейской части России и некоторых других районов - показана на рис. 3.4. При использовании сточных вод необходимое количество пресных вод (или морских) сокращается. Это приводит к уменьшению мощности водозаборных сооружений, станции первого подъема, а также буферных емкостей перед станцией водоподготовки. Давление, развиваемое насосами (как правло, центробежными) станции первого подъема, обычно невелики и зависят в известной мере от рельефа местности, удаления станции водоподготовки и расхода жидкости. Как правило, оно не превышает 1,0 МПа. Давление развиваемое насосами станции второго подъема, обычно больше и обусловлено необходимостью создания подпора на приеме насосов высокого давления самых удаленных станций третьего подъема (КНС). Давление подпора иногда достигает 3,0 МПа.

Разводящий водовод, питающий КНС, иногда выполняется в виде кольцевого водовода, замыкающего все КНС в единое кольцо, если они размещаются по периметру промысловой площади. Кольцевая схема обеспечивает непрерывность питания всех КНС при порыве водовода практически в любом месте.

Совершенно новые технические решения системы водоснабжения были найдены для условий Западной Сибири, Тюменской области и некоторых других районов. Мощная и широко распространенная пластовая водонапорная система, залегающая на глубинах от 900 до 1100 м, в этих районах позволила решить проблему водоснабжения проще и экономически дешевле, использовать для ППД подземные воды мощных водонапорных комплексов апт-сеноманских и альб-сеноманских отложений. Дебиты водяных скважин, пробуренных на эти пласты, достигают 3000 - 4000 м³/сут при депрессиях, измеряемых несколькими метрами водяного столба. Сущность новых технических решений заключалась в устранении ряда промежуточных элементов типовой схемы, в совмещении нагнетательных скважин с водозаборными и создании КНС непосредственно в водозаборных скважинах. В принципе эти схемы не являются оригинальными, так как на ряде месторождений межпластовый переток воды из водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного, был осуществлен как в условиях естественного, так и в условиях принудительного перетока. Однако масштабы применения этих схем и широкое использование новых технических средств для их осуществления на месторождениях Тюменской области являются исключительно большими. Необходимо отметить, что пластовые высоконапорные воды, как правило, достаточно чисты, не нуждаются в особой подготовке и могут непосредственно закачиваться в нагнетательные скважины по герметичным системам без контакта с воздухом.

Это существенно упрощает водоснабжение по крайней мере на начальных этапах разработки, когда попутной воды нет пли ее очень мало. На последующих этапах разработки, когда возникает необходимость утилизации сточных вод, их подготовки и очистки от нефти и подавления коррозионной активности, система водоснабжения с использованием вод глубинных пластов будет осложнена новыми элементами и станет похожей на типовую схему.

Водозаборы

Водозаборы открытых водоемов обычного типа, применяемые в коммунальном хозяйстве, - самые простые водозаборы. Существенный технологический недостаток открытых водозаборов, сооружаемых в реках, - это непостоянство качества воды. В паводковый и ливневые периоды вода сильно загрязняется илом и взвесью, что затрудняет ее подготовку. Очистные сооружения, рассчитываемые на установившийся режим работы, обычно не справляются с пиковой нагрузкой, а это приводит к снижению производительности станции водоподготовки и качества воды.

Всасывающая труба открытого водозабора оборудуется приемной сеткой для предупреждения попадания водорослей, щепы и других крупных предметов, выносится на некоторое расстояние от берега и устанавливается глубже, чем возможный минимальный уровень в реке (водоеме) для непрерывного отбора более чистой воды и защиты водозабора от ледохода при паводке. Размер всасывающих труб, высота всасывания и другие элементы конструкции рассчитываются обычными методами трубной гидравлики. Закрытый водозабор или так называемый подрусловый представляет собой одну или несколько групп мелких водозаборных скважин вблизи реки, пробуренных на подстилающие дно реки аллювиальные хорошо проницаемые породы и имеющие «глубины 10 - 50 м.

Скважины закрепляются колонной с фильтром в нижней части. Из скважин вода откачивается либо специальными погружными центробежными насосами, либо (если динамический уровень достаточно высок) с помощью сифонных, т. е. вакуумных, устройств.

Как показала практика, сифонный водозабор на 15 - 25 % дешевле механизированного и поэтому более предпочтителен.

Подрусловый водозабор подает воду, прошедшую естественную фильтрацию в пласте, поэтому качество получаемой воды высокое и практически не зависит от паводков. Оголовок скважины обычно размещается в подземной бетонной шахте глубиной 2 - 4 м. Шахта на поверхности закрывается люком и имеет стремянку для доступа оператора к оборудованию устья скважины. Вдоль линии расположения водозаборных скважин в грунте укладывается приемный коллектор, к которому присоединяется каждая скважина через запорную задвижку низкого давления и обратный клапан.

Рис. 3.5. Схема сифонного водозабора.

1 - фильтр; 2 - колонна; 3 - водоподъемная труба; 4 - вакуум-котел; 5 - вакуумный насос;

6 - вакуумметр; 7 - насос I подъема; 8 - резервуар для чистой воды; 9 - насосная станция

При сифонном водозаборе коллектор от группы скважин подсоединяется к вакуумным котлам, в которых создается вакуум до 0,08 МПа с помощью небольших специальных вакуумных насосов. Вода подрусловых скважин не содержит газа, поэтому вакуумные насосы требуются только для поддержания постоянного разрежения в коллекторе. Вакуумных котлов обычно два. Один - резервный. Котлы имеют большую высоту (около 7 м) и устанавливаются вместе с насосами станции первого подъема в бетонной шахте. В верхней части шахты размещаются электрические станции управления электродвигателями с необходимой местной и, если нужно, дистанционной автоматикой. В шахте обычно устанавливаются центробежные насосы 8НДВ с подачей Q = 540 м³/ч и напором H = 74 м с приводом от электродвигателя мощностью 180 кВт.

Один из насосов - резервный для обеспечения непрерывности работы при ремонтах. Всасывающие линии центробежных насосов всегда находятся под заливом, так как уровень воды в котлах высокий. На выкидных линиях устанавливают задвижки, обратный клапан и расходомер. Обычно выкидных линий две. Это повышает надежность систем при возможных порывах и ремонтах. Часто все задвижки, клапаны, фланцевые соединения, расходомеры и другие устройства группируются и устанавливаются в отдельной небольшой шахте для предотвращения затопления основной шахты с электрооборудованием в случае неисправностей и порывов. В случае механизированного водозабора в скважины опускаются на глубину ниже динамического уровня специальные погружные артезианские центробежные электронасосы (тип АП - артезианский погружной) с подачей от 7 до 100 м³/ч, напором от 65 до 200 м и мощностью погружного электродвигателя от 2,5 до 150 кВт. Эти центробежные насосы имеют общий вал с погружным электродвигателем.

Кроме того, применяются насосы АТН-10 или АТН-8 с числом ступеней от 14 до 26. Насосы АТН отличаются от насосов АП тем, что у них электродвигатель располагается над устьем скважины вертикально и соединяется валом с центробежным насосом, находящимся под динамическим уровнем. Вал проходит внутри труб, на которых спускается насос, и выводится из труб через сальник.

Насосы АНТ-8 и АТН-10 развивают напор от 57 до 106 м, а их подача равна 30 - 90 м³/ч (720 - 2160 м³/сут). Мощность электродвигателей 10 - 20 кВт. При механизированном водозаборе напор, развиваемый погружными насосами, может быть достаточным для подачи воды в буферную емкость станции второго подъема или станции водоподготовки. В этом случае надобность в станции первого подъема отпадает.

Водозаборные скважины, особенно с механизированным водоподъемом, требуют периодического обслуживания, ремонта, контроля за их работой и за положением динамического уровня. Фильтровая часть водозаборных скважин со временем заиливается, и для восстановления их дебита требуются периодические чистки и промывки. Эти работы, связанные с поднятием тяжестей, выполняются через горловину бетонной шахты со оголовка скважины с помощью простых треног и подъемных механизмов. Дебит скважины определяется с помощью шайбных измерителей расхода или по перепаду давления на коротком эталонном участке выкидной трубы. Динамический уровень достаточно просто и точно можно определить с помощью тонкой трубки, опускаемой под уровень жидкости. К верхнему концу трубки присоединяется водяной, ртутный или образцовый манометр низкого давления. Через тройник на трубке нагнетается воздух шинным насосом. Когда воздух начнет выходить из погруженного конца трубки, давление, показываемое манометром, стабилизируется и будет соответствовать глубине погружения трубки под динамический уровень воды в скважине,

Буферные емкости

Они необходимы для обеспечения резерва воды обычно для шестичасовой непрерывной работы при прекращении подачи воды со станции первого подъема. Предполагается, что за 6 ч можно устранить причины (порыв водовода, прекращение подачи электроэнергии и др.) остановки подачи воды со стороны станции первого подъема.

В северных и восточных районах получили широкое распространение подземные железобетонные резервуары, открывающиеся на поверхность земли только своими люками-лазами.

Подземные резервуары предотвращают замерзание воды в зимний период, не требуют оборгева, не загромождают территорию и не коррелируют. В иных условиях (жаркий климат) временно могут применяться обычные стальные резервуары на поверхности земли. На заболоченных территориях заглубление в грунт невозможно, поэтому используются металлические буферные емкости, устанавливаемые на поверхности с подогревательными змеевиками в придонной части и внешней теплоизоляцией для обеспечения работы в зимний период.

Станции второго подъема

Насосные станции второго подъема осуществляют распределение воды по магистральным водоводам и снабжение ею непосредственно КНС. Располагаются они, как правило, в местах сосредоточения основных сооружений систем ППД (станции водоподготовки, ремонтные цехи и др.) и часто совмещаются с одной из КНС. На станциях второго подъема используют центробежные двух-, шестиступенчатые насосы с электроприводом. Число насосов, их подача и напор подбираются в соответствии с общими требованиями системы и гидравлическим расчетом. При этом предусматривается установка резервных насосов из расчета на два работающих один резервный, чтобы избежать в работе системы ППД остановок для замены изношенных насосов и для выполнения ремонтных работ. Такие остановки вредно отражаются на работе всей системы и, в частности, на поглотительной способности нагнетательных скважин.

Современные станции второго подъема имеют блоки местной автоматики, которые обеспечивают работу станции на автоматическом режиме с самозапуском при подаче энергии после обесточивания фидеров, включением резервного насоса при наличии определенных аварийных признаков (перегрев подшипников, обмоток электродвигателя, прекращение подачи смазки, падение давления на приеме и пр.) у основных рабочих насосов и подачей различных сигналов на центральный диспетчерский пункт.

Обычно станции второго подъема развивают такое давление, которое необходимо для преодоления гидравлических потерь до самых удаленных КНС с учетом разницы в гипсометрических отметках, путевого отбора воды на промежуточных КНС и обеспечения некоторого подпора (в некоторых случаях до 3 МПа) на приемах главных насосов КНС. Подпор на приемах насосов КНС позволяет на такую же величину увеличить давление на выкиде насосов, т. е. давление нагнетания, что в некоторых случаях существенно увеличивает поглотительную способность скважин.

Каждая КНС обеспечивает водой ближайшие три - шесть нагнетательных скважин, которые группируются по давлению. Обслуживание одной КНС большего числа нагнетательных скважин нецелесообразно, так как это приводит к необходимости прокладки более длинных водоводов высокого давления к удаленным нагнетательным скважинам.

Как правило, каждая нагнетательная скважина соединяется с КНС самостоятельным водоводом, так как в этом случае обеспечивается централизованный (в КНС) индивидуальный замер поглотительной способности каждой скважины, возможность группировки скважин по давлениям нагнетания и раздельного нагнетания, а также более независимая работа нагнетательных скважин и системы в целом в случаях порывов водоводов.

Водоводы, идущие от КНС к нагнетательным скважинам, работают под очень высоким давлением, достигающим 25 МПа, изготавливаются из труб диаметром 89 или 102 мм и укладываются в траншеи на глубину ниже глубины промерзания. Расход жидкости замеряется централизованно на распределительной гребенке внутри КНС с помощью диафрагменных счетчиков высокого давления.

Поскольку расход воды на каждую скважину и давление нагнетания достаточно стабильны, то отпадает необходимость в постоянном измерении этих величин. Поэтому регистрирующий прибор - расходомер может быть установлен один. Он поочередно может быть подключен к измерительной диафрагме (измеряется перепад давления при прохождении жидкости через диафрагму) во фланцевом соединении каждого водовода.

Внутрипластовое горение

Создание подвижного фронта горения непосредственно в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горение при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах.

В результате горения в пласте происходит термическая перегонка нефти и унос продуктов разложения в зону перед фронтом горения. Коксоподобные остатки термической перегонки нефти в пористой среде и являются топливом, которое поддерживает очаг горения. Зона горения перемещается от стенок нагнетательной скважины в радиальном направлении. Образующиеся горячие газы проталкивают нефть и воду к добывающим скважинам. В результате создания теплового фронта, температура которого достигает 450 - 500 °С, происходит следующее.

1. Переход в газовую фазу некоторых (наиболее легких) компонентов нефти, насыщающей породу перед фронтом горения.

2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, составляющих нефть.

3. Горение коксоподобного остатка, образовавшегося в результате крекинг-процесса.

4. Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы.

5. Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом.

6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом в результате ее нагревания и смешивания с легкими фракциями нефти, переносимыми потоком газов от фронта горения.

7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения по мере снижения температур.

Образование сухой выгоревшей массы пористой породы часто с разрушенными связями между твердыми частицами вследствие термического воздействия за фронтом горения.

При внутрипластовом горении в пласте формируется несколько зон (рис. 3.17).

Рис. 3.17. Схема внутрипластового горения: 1 - нагнетательная скважина (воздух);

2 - добывающая скважина; 3 - распределение нефтенасыщенности;

4 - распределение водонасыщенности; 5 - распределение температуры

I. Выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса, в которой закачанный воздух нагревается теплотой, оставшейся в этой зоне после прохождения фронта горения.

II. Зона горения, в которой максимальная температура достигает 300 - 500 °С. Теплота в этой зоне передается главным образом за счет конвекции.

III. Зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева горячими газами, поступающими из зоны горения. Пластовая и связанная воды в этой зоне превращаются в пар сухой или влажный в зависимости от температуры и давления в пласте.

IV. Зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров воды вследствие понижения температуры. Нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам несконденсировавшимися газами и газами, образовавшимися в результате горения, такими как С0₂, СО и N₂.

V. Зона увеличенной водонасыщенности, содержащая все три компонента - нефть, воду и газы.

VI. Зона увеличенной нефтенасыщенности, образующаяся в результате перемещения нефти из предыдущих зон и содержащая маловязкую нефть вследствие обогащения ее легкими фракциями углеводородов. Температура в этой зоне близка к первоначальной.

VII. Невозмущенная зона, в которой пластовая температура практически остается первоначальной, а поэтому и вязкость вытесняемой нефти низкой.

Термодинамический и гидродинамический расчеты процесса внутрипластового горения представляют сложную задачу, но в специальной литературе имеются приближенные методы расчета параметров процесса. Горение в пласте происходит в результате выгорания коксоподобного остатка, крекинга и разгонки нефти, на что расходуется от 5 до 15% запасов пластовой нефти. Это количество зависит от пластовых параметров, химического состава нефти и других факторов. Экспериментально определяется количество коксового остатка на единицу объема пласта. Затем расчетным путем или также экспериментально определяется количество окислителя (воздуха), необходимого для сжигания единицы массы коксового остатка. Причем считается, что не весь кислород воздуха используется на процесс, а только ча