Обеспечивает распределение, измерение расхода и давления ТЖ, подаваемой в скважины системы ППД

Осевое заводнение

Кольцевое заводнение

Выбор расположения разрезающих рядов зависит от:

1.геологического строения объекта

2. материальных затрат и получаемого эффекта

Разновидности внутриконтурного заводнения:

Ø Блочное заводнение

Ø Избирательное заводнение

Ø Очаговое заводнение

Ø Площадное заводнение

Блочное заводнение:

Ø Целесообразно на крупных, слабо изученных, неоконтуренных месторождениях (пробурены только разведочные скважины). До окончания доразведки и оконтуривания месторождения, оно разрезается на отдельные блоки. Каждый блок может иметь систему ДС в виде 3-5 рядов между двумя рядами НС

Ø При полном изучении месторождения и его оконтуривании ранее введенные в разработку блоки объединяются в общую единую систему РМ. Т.о. реализуется поэтапная выработка запасов месторождения

Избирательное заводнение:

Ø Для разработки сильно неоднородных объектов при хорошо изученном геологическом строении (на поздних этапах разработки дополнительная система к основной системе заводнения)

Ø НС бурятся с учетом детального изучения геологических особенностей участка, а также взаимосвязей между имеющимися на участке скважинами. НС располагаются в соответствии с естественной неоднородностью коллектора (водоснабжение НС осложнено и более дорогостояще)

Очаговое заводнение:

Ø Повышает эффективность выработки запасов из отдельных линз, связанных с неоднородностью геологического строения, и из застойных зон

Ø В качестве НС используют одну из ДС, которая дренирует хорошо проницаемый объем и имеет хорошую г/д связь с окружающими ДС

Ø Для увеличения коэф. охвата пласта может быть пробурена специальная НС (одна или несколько)

Ø При достаточной изученности месторождения О.З. может применяться в качестве самостоятельного метода воздействия и регулирования выработки запасов.

Давление на линии нагнетания:

Ø Осредненное давление на забоях НС ряда, которое определяет среднюю репрессию

Давление на линии отбора:

осредненное забойное давление на забоях ДС ряда, определяющее среднюю депрессию ∆Р между линией нагнетания и линией отбора

Уравнение баланса объемов флюидов:

Q_наг· b_в = (Q _н·b_н + Q_в ·b_в¹ + Q_ут ) k

Q_наг – объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях;

Ø b_в – объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывает увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления @1, 01;

Ø Q_н – объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях

Ø b_н – объемный коэффициент нефти, учитывает расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления. (коэффициент определяется на установках РVT или по статистическим формулам, b @ 1,05 – 1,30);

Ø Q_в - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;

Ø b_в¹ - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента пресной воды;

Ø Q_ут – объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки);

Ø K – коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов. k = 1,1-1,15.

Расход нагнетаемой воды по участку:

Ø Средняя приемистость q_нагн НС

Ø расход нагнетаемой воды Q_нагн для всех скважин залежи (участка)

Ø Дебит НС находят г\д расчетами всей системы добывающих и нагнетательных скважин или приближенно по формуле радиального притока, преобразованной для репрессии

Ø Давление нагнетания и дебиты должны находиться в технически осуществимых пределах и не должны превышать возможностей технологического оборудования

Коэффициент текущей компенсации:

Рассчитывается за единицу времени (сутки, месяц, год и т.д.):

отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки).

Коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени

Ø m_т < 1, то закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления.

Ø m_т > 1, то закачка превышает отбор, и давление в пласте должно расти.

m_т = 1, должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки

Коэффициент накопленной компенсации:

Ø Отношение суммарного количества закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t к суммарному количеству отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, с учетом суммарных утечек за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами.

Коэффициент показывает степень компенсации накопленного отбора закачкой в данный момент времени

Ø m_н < 1, закачка не скомпенсировала суммарный отбор, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального .

Ø m_н > 1, закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное.

Ø m_н = 1, закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей, среднее пластовое давление восстанавливается до первоначального давления .

Давление на забое НС:

Ø R — расстояние между НС, м, R = L/n_наг.

Ø L — длина линии нагнетания, м;

Ø n_наг — число НС;

Ø r_с — радиус НС, м;

Ø q_наг. — приемистость НС, м³/с;

Ø h — толщина пласта, м;

Ø к — проницаемость, м²;

Ø φ— коэффициент г\д совершенства НС

Давление на устье НС:

Ø зависит от различных технических, технологических, геологических и экономических факторов:

Ø КПД насосных агрегатов,

Ø коэффициент приемистости скважины,

Ø стоимость одного кВт-ч электроэнергии,

Ø удельный расход электроэнергии,

Ø давление на линии нагнетания,

Ø глубина скважины,

Ø режим закачки воды.

Р_у.наг = Р_заб.н - ρ_в·g·Н + Р_тр

Ø ρ_в — плотность закачиваемой воды, кг/м³;

Ø Н — глубина скважины, м;

Ø Ртр. — потери на трение, Па.

Источники водоснабжения:

Ø Подрусловые (грунтовые) и пластовые воды (многообразие химического состава (минерализация 100-200 г/л), небольшое содержание ВЧ). Можно закачивать без подготовки

Ø Воды поверхностных водоемов (качество хуже, содержат большое КВЧ (глины, ила, песка), способны вызвать набухание глин, кроме морской воды) - необходима подготовка

Ø Сточные воды (83% пластовых, 12% пресных, 5% ливневых вод). Минерализация 15-3000 г/л, хорошие нефтевытесняющие свойства, но содержат большое количество эмульгированной нефти, ТВЧ, а также диоксида углерода и сероводорода - необходима подготовка

Общие требования к закачиваемой воде:

Ø ограниченное содержание механических примесей (КВЧ) и соединений железа;

Ø отсутствие кислорода, сероводорода и углекислоты с целью предотвращения коррозии оборудования;

Ø отсутствие органических примесей (бактерий, водорослей);

Ø химическая совместимость с пластовой водой

КЛАССИЧЕСКАЯ СХЕМА ВОДОСНАБЖЕНИЯ СИСТЕМЫ ППД:

Ø 1 – водоем; 2– водозабор; 3– насосная станция первого подъема; 4- резервуары для неподготовленной воды; 5 – станция подготовки воды; 6 – резервуары для подготовленной воды; 7 – насосная станция второго подъема; 8 – распределительный водовод среднего давления; 9 – КНС; 10 – водовод высокого давления; 11– нагнетательная скважина.

Водозабор открытого водоема:

Ø всасывающая труба 2 с фильтром погружена под уровень воды на глубину, большую чем возможный минимальный уровень воды в водоеме, и защищена от разрушения в паводковый период

Ø Диаметр и длина всасывающей трубы, максимальная высота всасывания центробежного насоса рассчитываются по формулам гидравлики

Ø 1 – насосная станция, 3 – эстакада,4- сваи

В закрытом подрусловом водозаборе подъем воды на поверхность:

Ø может осуществляться:

1.специальными погружными центробежными насосами (при большом динамическом уровне)

2. сифонными (вакуумными) устройствами (при небольшом динамическом уровне)

закрытый (подрусловый) водозабор:

Ø водозаборные скважины одна или несколько небольшой глубины (20-30 м), пробуренные в подрусловые водонасыщенные породы

Ø Расстояние между скважинами 50-100м

Ø Скважины закрепляются колонной с фильтром против водонасыщенного пласта

Закрытый (подрусловый) водозабор:

Ø 1- фильтр. 2- обс.колонна, 3- НКТ, 4- вакуум-котел, 5- вакуум-насос, 6 -вакуум-метр, 7,9 – насос, 8- буферный резервуар.

Индивидуальное насосное оборудование:

Ø Используется, если сифоном невозможно поднять воду(значительная глубина залегания водоносных отложений или заглубление НС и коллекторов д.б. очень большим)

Ø Центробежные насосы обеспечивают необходимый напор (нет необходимости в насосной станции 1 подъема)

Подрусловая скважина с вертикальным насосом:

1 – насос, 2 – ОК, 3 – НКТ, 4 – фильтр, 5 – отстойник

Насосные станции первого подъема:

- используются только при сифонном водозаборе

Ø Оборудование станции располагается в бетонном бункере вместе с вакуумными котлами, вакуумными насосами и содержит три насосных агрегата (один – резервный)

Ø В бункере установлены также системы автоматического управления, контроля и измерения параметров всего технологического и электрического оборудования

Резервуары (буферные емкости):

обеспечивают непрерывную работу всей системы заводнения, являются источником непрерывной работы в течение шести часов

Ø железобетонные подземные (северные районы - не требуют обогрева, не загромождают территорию, не подвергаются коррозии и не ухудшают качества воды, используемой для заводнения)

Ø наземные металлические (теплый климат, заболоченная местность) с подогревателями и внешней теплоизоляцией для нормальной их работы в зимнее время. необходимо принимать дополнительные меры против коррозии и ухудшения вследствие этого качества воды

Станция подготовки воды:

предназначена для доведения воды до необходимого качества за счет процессов:

Ø умягчение — подщелачивание гашеной известью с целью доведения рН воды до 7-8, что приводит к интенсивной коагуляции;

Ø коагуляция— укрупнение мельчайших взвешенных в воде частиц добавлением в воду глинозема (сернокислого алюминияAL₂(SO4)_3·18H₂O), хлорного железа Fe СL₃или железного купороса (FeSO4);

Ø фильтрация— очистка воды от взвешенных частиц после коагуляции в песчаных фильтрах;

Ø обезжелезивание — удаление из воды закисей или окисей железа;

Ø хлорирование— угнетение бактерий и микроорганизмов;

Ø стабилизация— придание воде стабильности химического состава

Ø Обескислороживание– удаление свободного кислорода (химические и аппаратные методы)

Станция подготовки воды:

Насосные станции второго подъема:

Ø распределяют подготовленную воду через распределительный водовод среднего давления к КНС. Используются центробежные насосы в необходимом количестве (с учетом резервных) с соответствующими подачами и напорами

Ø создают определенный подпор на приеме насосов КНС

КНС высокого давления:

Ø повышают давление подготовленной воды до необходимой величины для закачки по водоводам ВД в НС

Насосные установки:

имеют широкий спектр рабочих параметров

Ø ЦНС Q— от 25-200 м³/сут

Ø ГНУ Q— от 320-1500 м³/сут

кустовые насосные станции по конструктивному исполнению подразделяются на:

Ø КНС, технологическое оборудование которых монтируют в капитальных сооружениях

Ø БКНС, оборудование которых монтируют в специальных блок-боксахна заводе-изготовителе, а затем эти блоки монтируют, как правило, под одной крышей

Ø Также встречается понятие МБКНС – модульная блочная кустовая насосная станция, которая состоит из отдельных модулей-блоков, монтирующихся на территории отдельно

Ø Существенной разницы между БКНС и МБКНС нет

На площадке БКНС прокладывают трубопроводы:

Ø для перекачки воды поверхностных или подземных источников, очищенных нефтепромысловых сточных вод;

Ø для охлаждения воды и масла системы охлаждения;

Ø для слива воды из системы охлаждения;

Ø напорного трубопровода дренажной системы;

Ø для сброса воды в амбар;

Ø низконапорного и высоконапорного водоводов в схеме обвязке насосных агрегатов

Состав БКНС:

1) насосный блок (1 – 5)

2) блок низковольтной аппаратуры (1)

3) блок напорной гребенки (1 – 2)

4) блок дренажных насосов (1)

5) блок распределительного устройства (1)

6) резервуар сточных вод (0 – 1)

Ø Насосный блок предназначен для подачи воды под давлением в напорную линию системы ППД (насос, эл.двигатель, маслоустановка НА, кнопка аварийной установки, трубопроводы технологической воды и подпора сальников, дренажные трубопроводы, электропроводы, запорно-регулирующая аппаратура, вентилятор с электроприводом)

Ø Блок низковольтной аппаратуры предназначен для размещения электротехнического оборудования, приема и распределения электроэнергии напряжением 220/380 В, размещения средств КИП и А и аварийно-предупредительной сигнализации (секции контроля и управления НС и низковольтной аппаратурой, обеспечивает эксплуатацию НА без постоянного присутствия обслуживающего персонала)

Ø Водораспределительные пункты (блоки) по своему техническому оснащению идентичны блоку напорной гребенки. Дополнительные элементы ВРП: оборудование для отопления, приборы КИП и А. ВРП приближен к зоне концентрированного расположения НС

Блок напорной гребенки:

обеспечивает распределение, измерение расхода и давления ТЖ, подаваемой в скважины системы ППД

может размещаться на открытой платформе, в холодных и обогреваемых блок-боксах

распределительный коллектор с запорной арматурой; высоконапорные водоводы со счетчиками;

дренажный коллектор с запорной арматурой

Ø 98 % насосных агрегатов на КНС в системе ППД ОАО «Татнефть» – это центробежные насосы

Насосные агрегаты в системе ППД ОАО «ТН» :

Ø центробежный насос секционный ЦНС производства ГПО «Воткинский завод» (иногда обозначается как ЦНСА – центробежный насосный секционный агрегат)

Ø горизонтальная насосная установка ГНУ производства ООО «УК «Система-Сервис» г. Альметьевск (аналог ГНУ фирмы REDA, США

Другие типы насосных установок в системе ППД ОАО «ТН» :

Ø немецкий плунжерный насос КАМАТ

Ø плунжерный насос АНТ (г. Буланаш)

Ø двухплунжерная установка УНОР (установка нагнетательная объемная регулируемая) ООО НПП «Новые технологии» (г. Лениногорск)

Также в ППД эксплуатируются:

Ø трехплунжерные насосы типа 2,5Т производства г. Лебедянь

Ø центробежные насосы ПЭ 90 (питательный электронасос) производства г. Сумы (Украина)

Ø мембранные насосы АНГР (агрегат насосный гидроприводной регулируемый)

Ø В большинстве своем эти агрегаты выработали свой ресурс и постепенно выводятся из эксплуатации

Недостатки централизованной системы ППД:

Ø к КНС подключено большое число НС, водоводы ВД имеют большую протяженность

Ø система громоздкая, материалоемкая; объекты сооружаются длительное время с большими капитальными затратами

Ø низкая мобильность и управляемость системы

Ø применяется высоковольтное электрооборудование и высоконапорные насосы большой мощности на КНС, что повышает опасность эксплуатации этих объектов

Ø сложно регулировать давление и объемы по объектам закачки

Ø С целью устранения ряда технических, технологических, экономических и экологических недостатков, присущих централизованной схеме ППД, были разработаны и внедрены новые технологические решения с применением межскважинной и внутрискважинной перекачки

ПРЕИМУЩЕСТВА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ подземных минерализованных ВОД для ППД:

Ø наличие достаточной минерализации: коэффициент вытеснения нефти минерализованной водой на 3,0...10,0 % больше, чем при использовании пресной воды

Ø отсутствие механических примесей, малое содержание соединений железа (не требуют дополнительной подготовки)

Ø упрощение схем внешнего водоснабжения и закачки воды в нефтяные пласты (сокращение времени развития мощностей заводнения, быстрое достижение необходимых объемов закачки воды, создание условий для высоких темпов добычи нефти)

Ø низкая концентрация углекислоты в растворенном газе подземных вод и отсутствие кислорода и сероводорода

Ø химическая совместимость с пластовыми водами предупреждает образование твердых неорганических солей и их отложение в пласте, стволах обводненных ДС и наземных коммуникация системы сбора и подготовки нефти

Ø экономия пресной воды рек, озер и грунтовых горизонтов

Сложности использования подземных минерализованных вод для закачки в целях ППД:

Ø Необходима большая надежность в определении эксплуатационных запасов подземных вод (проведение большого объема гидрогеологических и гидродинамических исследований, организация пробной эксплуатации водозаборных скважин)

Ø Во многих районах подземные воды – низконапорные и требуют применения механизированных способов добычи (увеличивается себестоимость)

Ø Коррозионная активность минерализованных подземных вод выше, чем пресных (защита трубопроводов и оборудования от коррозии)

Ø В отдельных случаях (при наличии рыхлых песчаников) в В/З скважинах образуются песчаные пробки

Расположение подземных вод в разрезе месторождения:

1 – верхние, 2 – нижние (наиболее водообильные) 3 – промежуточные, 4 - законтурные, контурные и подошвенные I, II - МСП, III, IV - ВСП

схемы МСП-ППД:

Ø Прямая закачка - из ВЗС в одну или несколько НС, находящихся близко от ВЗС и имеющих небольшие отличия по приемистости

Ø из ВЗС в одну или несколько НС, с подпором индивидуальным насосом на приемной линии НС, удаленной от ВЗС или имеющей низкую приемистость;

Ø из нескольких ВЗС, находящихся близко друг от друга, в НС с незначительными отличиями по приемистости

Выбор скважин для МСП-ППД:

Ø основан на данных геолого-промысловых исследований

Ø В качестве ВЗС («донор») выбирают скважины с хорошими свойствами, эксплуатирующие водоносный горизонт.

Ø НС (принимающие - «акцепторы») выбирают с учетом потребности системы ППД и геологических особенностей

Схема «прямая закачка» на одну скважину с ЭЦН:
1 – ВЗС; 2 – ЭЦН; 3 – НС; 4 – расходомер; 5 – пакер; 6 – АКЖ

Схема МСП – ППД с дожимным насосом на НС:
1 – ВЗС; 2- ЭЦН; 3 – НС; 4 – расходомер; 5 – насосная установка УНЦВ; 6 - УЭЦНАВ; 7 - пакер

Акт. пл., пашийский горизонт, ЭЦНА5-125-1550 (110 м³/сут):

Федот. пл., турнейский горизонт, ЭЦНА5-60-1700 (85 м³/сут):

Схемы естественного внутрискважинного перетока глубинных вод:

Ø а — верхний переток; б — нижний переток; 1 —ВГ; 2 —НГ; 3 — камера для установки расходомера; 4 — пакер; 5 — приемная камера для воды; 6 — перекрестная муфта; 7 — колонна НКТ; 8 — хвостовик с отверстиями

Схемы принудительного внутрискважинного перетока глубинных вод:

а — верхний переток; б — нижний переток; 1 — ВГ; 2 — НГ; 3 — ПЭД; 4 — компенсатор; 5 — приемная сетка ПЦЭН; 6 — насос; 7 — выкид центробежного насоса; 8 —якорь; 9 — пакер; 10 — кабель-канат; 11 — колонна НКТ

Внутрискважинная перекачка:

Ø Позволяет организовывать систему ППД на участках разработки, удаленных от основных промысловых объектов

Ø В 2010 году в ОАО «ТН» технология внедрена на 10 скважинах, в целом 15 скважин эксплуатируются по технологии ВСП

Ø Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 14,2 тыс. тонн

Установка для ВСП из нижнего пласта в верхний:

Результаты применения технологии ВСП в НГДУ «ЕН»:

Ø эксплуатируется скв. 3929 с накопленным объемом закачки 6861 м³ (за 5 мес.)

Ø За июль мес. 2009 г. Закачка составила 702 м³, насос ЭЦН 60-1470

Ø Объем доп. добычи по 5 реагирующим скважинам 112 т.

Одновременно-раздельная закачка:

Ø Закачка ТЖ одной скважиной в различные пласты (или пачку пластов) в соответствии с коллекторскими свойствами каждого пласта с целью равномерной выработки всех пластов, вскрытых в скважине

В многопластовых объектах совместная закачка воды в несколько пластов:

Ø приводит к неравномерному вытеснению нефти водой, прорыву воды к забоям ДС по наиболее проницаемым пластам

Ø По менее проницаемым пластам компенсация закачкой не обеспечивается, что приводит к ↓ Р_пл и исключению этих пластов из разработки

Ø Обводненные скважины выводятся из эксплуатации при наличии остаточных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых пластах

Схема одновременной закачки по многопластовым объектам:

ОРЗ:

Ø на месторождениях РТ применялась в 1958-1960гг. Регулирование объемов закачиваемой воды осуществлялось путем ограничения закачки в высокопроницаемые пласты, снижая темпы разработки этих пластов

Ø Широкое внедрение ОРЗ сдерживалось отсутствием пакеров и оборудования для ОРЗ воды

Ø Применение шлипсовых пакеров и пакеров с опорой на забой для разобщения пластов при ОРЗ было неэффективным из-за быстрой потери герметичности (через 30÷40 суток)

При ОРЗ:

в каждый из разобщенных пластов вода подается по своему каналу под давлением, обеспечивающим заданный уровень закачки в соответствии с их характеристикой (толщина, пористость, проницаемость, запасы нефти)

Технология ОРЗ применяется:

Ø В скважинах, имеющих значительные отличия коллекторских свойств пластов

Ø В скважинах с большим расстоянием по глубине между объектами

Ø Для присоединения к уже эксплуатируемому горизонту другого горизонта с отличающимися коллекторскими свойствами, закачка в который отдельными скважинами нерентабельна

Применение ОРЗ позволяет:

Ø Повысить рентабельность отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта

Ø Сократить объемы бурения за счет использования ствола одной скважины

Схема одновременно-раздельной закачки по двум пластам:

Методы регулирования объемов закачки:

1. изоляция пластов (с помощью специальных закупоривающих материалов), в которые закачка воды нежелательна или ее требуется ограничить (высокое давление нагнетания, необходимое для закачки воды в слабопроницаемые пласты)

2. для пластов с различной проницаемостью закачка воды производится по отдельным каналам с различными давлениями в зависимости от проницаемости пластов

3. применение для каждого пласта индивидуальной сетки нагнетательных скважин

Способы дифференциации давлений при ОРЗ:

1. прокладка двух водоводов от ближайшей КНС с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы)

2. дросселирование давления пропуском части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины (давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт) -невыгодно с энергетической точки зрения, т.к. связано с потерей энергии

Схемы ОРЗ

Ø на 01.11.07 г. технология ОРЗ воды была внедрена в НГДУ «Альметьевнефть» - 18 скважин, в НГДУ «Ямашнефть» - одна

Ø НГДУ «Альметьевнефть» - разделение закачиваемой воды между пластами девона (в основном - Д₀ и Д₁)

Ø НГДУ «Ямашнефть» - разделение закачиваемой воды между пластами карбона (турней и верей)

Ø На всех участках использовалась двухлифтовая схема ОРЗ с эксцентричными параллельными колоннами НКТ

Ø Стоимость внедрения ОРЗ на одной скважине, в зависимости от диаметра и длины подвесок НКТ, составляет около 2,1…2,6 млн. руб. (с учётом стоимости ПРС и стационарных телемеханизированных расходомеров)

Ø В результате внедрения ОРЗ по реагирующим скважинам доп. добыча нефти на 01.11.07 г. составила 7761 т

Результаты опытных испытаний ОРЗ:

Внедрение ОРЗ по НГДУ ОАО «ТН» :

Динамика внедрения ОРЗ в ОАО «Татнефть»:

С 2006 г. ОРЗ внедрено:

Ø По 2008 год в целом по ОАО «Татнефть» - более 100 скв.

Ø В НГДУ «АН» – 80 скв.

Ø В НГДУ «ЕН» на 3 скважинах - на Ново-Елховской площади (2 уч) и на Акташской площади (1 уч) (разобщение закачки воды между кыновским и пашийским горизонтами)

Ø на 01.04.2009г. доп. добыча нефти за счет внедрения ОРЗ - 1278 тонн

Участок скв. 4466 Ново-Елховская площадь (ОРЗ):

Результаты внедрения ОРЗ в нгду «ЕН»:

Ø До внедр. приёмистость 95 м³/сут (шт. 4мм)

Ø При Р_нагн. = 70 атм. принимал пласт «Д₀», по нижележащему пласту «б₂₊₃» приёмистость отсутствовала

Ø После внедр. - разобщение кыновского (пл. «Д₀») и пашийского (пл. «б₂₊₃») горизонтов позволило подключить к разработке ранее не дренируемый пласт «б₂₊₃»

Ø При сохранении режима работы по верхнему пласту «Д₀» режим работы пласта «б₂₊₃» - 80 м³/сут при Р_нагн. = 90 атм. (шт. 4 мм)

Влияние ОРЗ на работу ДС:

Ø скв.№ 2791 Р_заб ↑ с 78 до 112 атм, Q_ж ↑ с 6 до 9,5 м³/сут, прирост по нефти - 3,7 т/сут

Ø скв.№361в Р_заб ↑ с 59 до 82 атм, Q_ж ↑ с 7 до 10 м³/сут, прирост по нефти - 2 т/сут

Ø Скв.№417 до внедрения ОРЗ находилась в периодическом режиме работы из-за низкого Р_пл. Увеличение пластового давления позволило перевести скважину на постоянный режим работы

условное обозначение установки в документации:

Ø УОРЗ - 146 П (К) - ТУ 3665-163-00147587-2007

Ø УОРЗ -168 П (К) - ТУ 3665-163-00147587-2007

Ø У – установка

Ø О – одновременно

Ø Р – раздельного

Ø З – заводнения

Ø П – параллельным расположением труб

Ø К – концентричным расположением

Достоинства двухканальных систем закачки воды:

Ø возможность регулирования и учета объемов закачки по каждому из пластов на устье скважины

Ø защита части ЭК от избыточного давления и коррозии за счет установки пакера

Ø а – схема ОРЗ с подачей закачиваемой воды до скважины по одному водоводу;

Ø б – схема ОРЗ с подачей закачиваемой воды до скважины по двум водоводам;

Ø 1 – двуствольная устьевая арматура; 2 – колонна НКТ 48 мм; 3 - колонна НКТ 60 мм; 4 – параллельный якорь-воронка; 5 – ЭК 168 х 8,0 мм; 6 – пакер М-1Х

Недостатки двухканальных систем закачки воды:

Ø возможность раздельной закачки воды не более чем в два перфорированных интервала

Ø интенсивная коррозия наружной поверхности колонны НКТ меньшего диаметра

Ø сложность спуска геофизических приборов для исследования верхнего пласта

Ø незащищенность ЭК выше пакера от избыточного давления

Достоинства одноканальных систем закачки воды:

Ø защита части ЭК от избыточного давления и коррозии

Ø компоновка позволяет осуществить закачку воды в три пласта и более

Ø закачка воды производится по одной колонне НКТ

Ø базовые исследования НС геофизическими приборами по каждому пласту проводятся раздельно

Ø обеспечивается закачка в НС с ЭК меньшего диаметра, чем при использовании двухканальных систем

Ø а – схема ОРЗ с подачей закачиваемой воды до скважины по одному водоводу;

Ø б – схема ОРЗ с подачей закачиваемой воды до скважины по двум водоводам;

Ø 1 – колонна НКТ 48 (60) мм; 2 – колонна НКТ 73 (89) мм; 3 – верхний извлекаемый пакер (М-1Х); 4 – нижний извлекаемый пакер (М-1Х)

Недостатки одноканальных систем закачки воды:

Ø более высокая стоимость по сравнению с двухканальными системами (необходимость использования в скважине дополнительно скважинных камер с регуляторами расхода воды, сложных по конструкции разъединителей колонны НКТ);

Ø трудоемкость регулирования и сложность учета объемов закачки по каждому из пластов из-за размещения устройств, регулирующих расход, в скважине

Ø Внедренение ОРЗ с многопакерной системой производства ООО Нефтяные технологии (г. Нижневартовск) позволяет осуществлять закачку в три продуктивных пласта с передачей информации о параметрах закачки в систему телеметрии в режиме реального времени по каждому пласту

Ø В рамках ОПР технология внедрена на 1 скважине

Трехпакерная ОРЗ на скважине №21390 НГДУ «АН»

Ø Эксплуатация НС сопровождается интенсивным воздействием высокого давления на конструкцию

Ø для защиты ЭК НС от высокого давления и агрессивного химического воздействия закачиваемой в пласт жидкости применяют пакер

Степень очистки сточных вод:

Ø должна быть такой, чтобы сохранялась устойчивая приемистость НС при невысоком давлении (10 МПа) закачки

Ø Нормы допустимого содержания в закачиваемой воде примесей устанавливаются на основании лабораторных исследований и опытной закачки воды в скважины

Для подготовки сточных вод используют:

Ø Установки открытого типа

Ø Установки закрытого типа

Недостатки открытых установок:

Ø сточные воды движутся самотеком

Ø контактируют с кислородом воздуха (изменяются свойства воды: происходит окисление железа, изменяется рН, повышается коррозионная активность)

Открытая схема установки очистки сточных вод:

1–ловушка нефти; 2–насос для откачки ловушечной нефти; 3–пруды-отстойники; 4-насос для подачи воды на фильтры; 5-песчаные фильтры; 6-емкости для чистой воды; 7-насос подачи воды на КНС; 8-насос для промывки фильтров; 9-пруд (амбар) для загрязненной воды

Недостатки открытой схемы очистки:

Ø Значительная стоимость установки (ж/б ловушки и пруды-отстойники)

Ø Занимает большую площадь

Ø Не приспособлена к увеличению производительности при росте обводненности продукции скважин

Ø Контакт с кислородом воздуха способствует усилению коррозии оборудования

открытые системы позволяют:

Ø на одних и тех же сооружениях очищать воды разного состава

Ø изменять в нужном направлении качество воды при помощи коагулянтов (сернокислый алюминий,ПАА)

очищать пластовые и промливневые сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды и совместно закачивать их в НС

Открытые системы рекомендуются:

Ø для сточных вод с большим содержанием H₂S и С0₂ и для более глубокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей

Закрытая система очистки позволяет:

Ø интенсифицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением

Ø снизить агрессивность сточной воды путем исключения контакта ее с кислородом воздуха

Ø уменьшить количество загрязнений в воде

Ø использовать остаточное давление газа после аппаратов УПН для очистки сточной воды и для транспорта уловленной нефти и осадка

Ø сохранить свойства пластовых вод

Ø наиболее полно и рационально использовать оборудование заводского изготовления

Установка очистки сточных вод закрытого типа:

1а,1 –линии транспорта сточной воды; 2,7-герметизированные емкости; 3-гофрированные гидрофобные пластины; 4-насос для откачки нефти; 5-нефтепровод; 6-водовод; 8-насос подачи воды на КНС

недостаток закрытых систем:

Ø необходимость строительства параллельного блока очистки для поверхностных промливневых стоков, расход которых обычно колеблется в пределах 7—10% от расхода вод, сбрасываемых из аппаратов УПН

В процессе разработки месторождения:

Ø установка расширяется путем монтажа дополнительных емкостей 2 и 7

Ø По мере увеличения обводненности продукции скважин (ПСР) расширение УПВ путем монтажа дополнительных емкостей нерационально, используется схема совмещенного процесса сепарации, предварительного обезвоживания нефти и очистки сточных вод

Технологическая схема подготовки нефти и воды совмещенным методом:

I- скважины; 2 - ГЗУ; 3 - дозатор реагента; 4- трубопровод-к/о; 5 - сепаратор 1 ступени; 6 - путевой подогреватель; 7 -трубопровод-к/о (горячий); 8 - сепаратор 2 ступени; 9 - насос-компрессор; 10 -дозатор пресной воды; 11 - насос для подачи пресной воды; 12 - трубопровод-к/о ступени обессоливания; 13 - булит-отстойник (технологические резервуары для обезвоживания и обессоливания); 14 - насос; 15 – к/о и укрупнитель шлама на линии пластовой воды; 16, 17 - ЖГФ; 18 - промежуточная емкость; 19 - насос; 20 - дренажная линия; 21 - булит; 22 – резервуар

I-совмещение деэмульсации и очистки капель воды в трубопроводе-к/о

II –совмещение деэмульсации и очистки сточных вод жидкостной флотацией

III-укрупнение капель и частиц шлама

IV –очистка дренажной воды в гидрофобном жидкостном фильтре

Традиционные отстойники ОГ-200 :

Ø работают по принципу разделения эмульсий под действием сил гравитации

Ø не обладают достаточной эффективностью - качество очищенной воды не отвечает требованиям к подготовке воды для системы ППД при закачке в средне и низкопроницаемые пласты

Ø Процесс можно интенсифицировать, используя ЖГФ

В ЖГФ:

Ø в качестве фильтрующей среды используется нефтяной слой высотой 0,5 м на поверхности воды

Ø Загрязненную воду пропускают сверху вниз через входной коллектор в виде отдельных струек и капель, при этом находящиеся в воде частицы нефти сливаются с нефтяной средой

Ø Таким же образом в нее переходят и ТВЧ, обладающие гидрофобной поверхностью

ОЖГФ-200:

Ø 1-корпус; 2-водовод; 3-водораспределительный коллектор; 4-нефтеотводной коллектор; 5-газоуравнительная линия; 6-гидрозатвор;7-задвижка для опорожнения булита; а- фильтрующий слой нефти (0,5 м); б -очищенная вода.

Пакер защищает:

Ø ЭК НС от воздействия химически активных вод

Ø ЭК от высокого давления

Ø ЭК от коррозии, благодаря закачке АКЖ в межтрубное пространство и неподвижности жидкости в нем (коррозионные процессы ускоряются при движении жидкости)

Схема НС с пакером:

Критерии внедрения эксплуатационных пакеров:

Необходимость внедрения пакера:

Ø Оценивается суммой коэффициентов по всем критериям

Ω_Σ= С₁₀^. ΣС_і

Ω_Σ - коэф. необходимости внедрения пакера (произведение суммы коэффициентов всех участвующих в расчете критериев на коэффициент важности скважины)

С_і- значение коэффициента одного из интервалов с определенным фактором

С₁₀-коэффициент, учитывающий степень важности скважины

Значения коэффициентов рассчитываются для всех НС эксплуатационного фонда

Из НС, на которых планируется проведение ТРС (КРС) приоритет для внедрения пакеров имеют скважины с наибольшими значениями коэффициентов

Основные требования к пакерам в системе ППД:

1. выдepживaть перепад давления до 20...25 МПа

2. ocтaвaтьcя герметичным и неподвижным в течение длительного периода (несколько лет)

3. допускать возможность проведения ГИС и плacтoв

4. допускать возможность проведения работ по промывке забоя и пласта

5. дocтатoчно легко извлекаться из скважины

Пакеры в системе ППД ОАО «Татнефть»

Ø пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35 (1500 ед.)

Ø эксплуатационный пакер М I-Х (на 01.01.06 г.) – 541ед

Ø В настоящее время из установленных в скважинах пакеров 89% собраны из деталей, изготовленных в ОАО «ТН» и 11% - оригинальные пакеры изготовления Smith Eurasia.

Ø Производство деталей и сборка пакеров на предприятии ОАО «ТН» позволило снизить стоимость пакера в 2 с лишним раза (с 339 до 115 тыс.руб)

пакер М I-Х – эксплуатационный механический извлекаемый пакер, срок службы 15 лет (снижение частоты исследований с 2 до 5 лет)

В 2010 году

Ø В рамках программы развития и реконструкции системы ППД продолжена работа по повышению эффективности эксплуатации объектов ППД:

Ø НКТ с ПЭП внедрены на 712 скв, с начала внедрения 5 437 скв. оснащены защищенными НКТ (75,6% от всего фонда)

Ø Пакеры М-1Х внедрены на 545 скв., с начала внедрения – на 2 551 скв.