Поддержание пластового давления на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Второй блок расположен в центральной части площади. На дату анализа накопленная добыча нефти по работе скважин составила 24,234 млн. т. или 96,2 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,469. Попутно с нефтью отобрано 46,475млн.т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции составила 82,9 %. водонефтяной фактор - 1,90. Максимальный уровень добычи был достигнут в 1971 - 1972 гг. в размере 1,4 млн. т. при темпе отбора 6,5 % начальных извлекаемых запасов. В 1991г. отобрано 117 тыс. т. (темп 0,5 % НИЗ). Среднегодовая обводненность продукции составила 82,8 %, компенсация отбора жидкости закачкой: текущая - 106,9 %, с начала разработки - 105,8%. По состоянию на 1.01.2003г. пробурено 919 скважин, из них 659 - эксплуатационных 217-нагнетательных, 12-специальных и 31-дублеров .

В отчетном году принято из бурения 4 скважины, в т.ч. 3 скважины пробурены по категории нагнетательных , 1- по категории нефтяных.

На нефть введены 3 скважины (39484, 39485-нагнет., 39486 - экспл.) Скважина 39487 освоена под нагнетание.

На площади постоянно идет обновление фонда за счет бурения скважин с целью повышения нефтеизвлечения. Скважины, выполнившие свое назначение, или технически неисправные уходят в пьезометрические, в консервацию и в ликвидацию.

В санитарно - защитных зонах часть скважин остановлены, а для их замены пробурены новые скважины за пределами СЗЗ. Нерентабельные высокообводненные скважины переводятся в категорию " временная консервация " с периодическим пуском в работу.

Таблица №1. Характеристика пробуренного фонда скважин

Действующий фонд составляет 311 скважин, состоит из механических скважин, которые составляют 99,2 % от всего фонда. Под закачкой находятся 145 скважин, из них 57 переведены под закачку добывающих. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти 3,4 т/сут. По жидкости 23,8 т/сут. По сравнению с 1982г. дебит нефти снизился на 11 т/сут. Забойное давление добывающих скважин равно 9,8 МПа. За период с 1982 по 2003 гг. оно снизилось на 0,7 МПа. Пластовое давление за этот период осталось на одном уровне и равно 16,7 МПа.

2.3 Анализ выработки пластов

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%.

Состояние выработки запасов нефтяных пластов на данном блоке в большинстве случаев лучше, чем на остальных, это практически касается всех пластов по всем категориям коллекторов. Здесь следует отметить высокую степень отработки запасов нефти первой группы неглинистых коллекторов по пластам пачки " б " и пласту " в ". Так, например, по пласту " б1" осталось отобрать 0,3% извлекаемых запасов, по пласту " в " - 1,6%.

По пластам " а ", " б2 ", " б3 " в активную разработку вовлечены запасы нефти, связанные с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, о чем свидетельствует относительная величина остаточных извлекаемых запасов. По остальным пластам тенденция явного отставания.

Пласт “а” содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 71,9% от НИЗ нефти. Введены на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 6028в, 39477, 39487.В активную разработку за отчетный год вовлечено 22 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б1” содержит 10,1 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 70,7% от НИЗ нефти по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 39477, 39487. В активную разработку вовлечено 4 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б2” содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б.В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “б3” содержит 24,1% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 97,1% от НИЗ по пласту. Введена на нефть скважина 39485. В отчетном году под закачку освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6019б. В активную разработку в течении года введено 24 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт “в” содержит 20,6% НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 89,8% от запасов по пласту. Под нагнетание воды освоена скважина 6076а. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6149а.

Пласт «г1» содержит 14,9% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 95,9% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Введена на нефть скважина 39485.Отключение пласта из-за обводнения произведено в скважинах 6149а, 6144б, 6156а.

Пласт «г2+3» содержит 4,0% от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,8% от запасов по пласту. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6144б. В целом по блоку из 3078 тыс. т. текущих извлекаемых запасов около 50% связана с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, более 30% с малопродуктивными. Таким образом, структура запасов сместилась в сторону их существенного ухудшения и, естественно, все технологические решения, в основном должны будут акцентированы на выработку этих запасов.

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

2.4 Мероприятия за контролем процесса разработки

Западно - Лениногорская площадь находится в четвертой стадии разработки. Рост добычи наблюдался до 1967г. В период с 1968 по 1974гг. отбор находился на уровне 3,5 - 3,9 млн. т. в год. Обводненность за этот период поднялась с 18 до 44,1 %. Темп отбора извлекаемых запасов снизился с 5,5 до 4,9 %. Падение отбора связано, в основном, с ростом обводненности. С начала разработки отобрано 80,2 % нефти. Текущая нефтеотдача равна 0,404. Средневзвешенное пластовое давление в целом по пласту равно 16,7 МПа. Добыча жидкости по пласту увеличилась со 196 тыс. т. в 1955г. до 7350 тыс. т. в 2002.С начала разработки закачано 46849 тыс. м3.

На площади выделено 3 блока. Выделение самостоятельных блоков разработки вызвано различием геологического строения пород пластов, а также необходимостью более детального их изучения с целью выявления особенностей разработки каждого блока.

Различная степень выработки и интенсивности разработки объясняется различным геологическим строением пластов, разной коллекторской характеристикой, различной долей запасов.

Анализ разработки показал, что отбор жидкости на скважинах Западно - Лениногорской площади до 1985г. повышался. Очевидно, увеличение отбора жидкости из - за роста добычи попутной воды в условиях разработки неоднородных пластов с применением заводнения одной сеткой скважин явление закономерное. При прогрессирующем обводнении пластов и скважин без увеличения объемов добычи жидкости невозможно удержать высокие текущие отборы нефти по объекту. Эксплуатация скважин до 98 - 99 % обводнения требует отбора значительных объемов воды, что характерно для поздней стадии разработки.

В начале 80-х гг. перед добывающей организацией Министерством нефтяной промышленности ставился жесткий повышенный план добычи не только нефти, но и жидкости. Часто в ущерб эффективности отбиралась попутная вода, не участвующая в вытеснении нефти и соответственно в больших объемах закачивалась в пласт, не уделялось также достаточного внимания регулированию отборов нефти и воды из добывающих скважин, закачке воды в пласты.

Результаты разработки ряда площадей Ромашкинского нефтяного месторождения за последние 5 - 6 лет показали, что высокие уровни добычи нефти можно достичь на данном этапе без чрезмерного отбора попутной воды из продуктивных пластов, применяя технологию оптимальной выработки нефтяного пласта. Принципы применяемой технологии оптимальной выработки нефтяного пласта сформулированы Н.Н. Непримеровым. Оптимизируя расстояние и плотность сетки скважин на основе прослушивания межскважинного интервала и разукрупления объектов разработки создается возможность регулирования выработки каждого пласта по площади. Поддерживая пластовое давление на уровне начального (оптимального) и не превышая практического значения депрессии при отборе жидкости и репрессии при нагнетании воды, обеспечивается равномерная отработка пластов по толщине с минимальным обводнением.

На Западно - Лениногорской площади эффективно применяются традиционные способы снижения отбора попутной воды, такие как:

Остановка обводненных скважин, достигших минимально рентабельного дебита нефти и высокой обводненности продукции.

Отключение из разработки обводненных пластов в скважинах.

Проведение работ по изоляции законтурных вод.

Применение нестационарного заводнения и изменение направления потоков жидкости в пласте.

Кроме того, переход к применяемому сегодня режиму разработки сопровождается выполнением ряда ГТМ:

Увеличение количества ежегодно осваиваемых под закачку воды скважин за счет чего достигнуто уменьшение соотношения действующих добывающих и нагнетательных скважин с 4,0 до 3,0.

Разукрупнение эксплуатационных объектов за счет вскрытия в новых скважинах лишь 1 -2 пластов и оптимизации плотности сетки.

Широкое внедрение нестационарного заводнения с консервацией КНС в зимнее время и создание более гибкой системы ППД.

В результате всех этих мероприятий были сокращены добыча попутной воды и соответственно закачка воды в пласт почти вдвое, что привело к сокращению энергетических затрат на добычу жидкости и закачку воды в пласты.

Проведенные расчеты показали, что за счет сокращения добычи попутной воды эксплуатационные затраты по площади уменьшились на 2,5 млн. в год. Из вышесказанного можно сделать вывод, что при тщательном регулировании разработки объекта можно избежать большого отбора воды, которая не участвует в вытеснении нефти из пласта.

В связи с достижением поздней стадии разработки большинства месторождений Татарстана в последние годы все большее применение находит форсированный отбор жидкости из высокообводненных скважин. Этот метод является одним из способов уменьшения темпов падения добычи нефти и увеличение выработки запасов нефти из пластов с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения.

С целью определения эффективности форсированного отбора жидкости на Западно - Лениногорской площади был проведен анализ

форсирования 32 скважин, в которых проводилась поэтапная смена насосов на более производительные, т. е. Происходило последовательное наращивание темпов отбора жидкости. Определенного участка форсированного отбора жидкости по площади нет. Для этих целей использовались высокообводненные скважины. Из рассмотрения были исключены скважины, которые в условиях форсированного отбора работали меньше года.

Анализ проводился по двум направлениям.

Первое направление: с точки зрения текущего увеличения отбора нефти было проведено сопоставление показателей работы каждой скважины за одинаковый период работы (год) до и после перевода на более производительный насос.

В 21 скважине наблюдалось увеличение добычи нефти, в 11 скважинах - уменьшение. Суммарный прирост добычи нефти составил 12,7 тыс. т. Снижение обводненности произошло в 7 скважинах. Обводненность дополнительно добытой нефти - 97,7%.

Второе направление анализа - определение влияния форсированного отбора жидкости на эффективность процесса вытеснения нефти, для чего были построены характеристики вытеснения по 17 скважинам в координатах: накопленная добыча нефти - логарифм накопленной воды. Как известно, добыча нефти сопровождается естественным падением уровня по мере истощения запасов. Характеристики вытеснения позволяют учесть это падение при определении технологического эффекта. В 53% форсируемых скважинах наблюдается увеличение углового коэффициента прямой к оси абсцисс после начала форсирования. Это свидетельствует об улучшении использования запасов нефти или увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения из-за изменения направления фильтрационных потоков, подключения в работу ранее не работавших пропластков. В остальных случаях угловой коэффициент прямой уменьшился, что говорит об ухудшении показателя эффективности вытеснения.

Была проанализирована работа форсированных и окружающих их добывающих скважин, чтобы выяснить, как повлияло форсирование на дебиты соседних скважин. Было проверено соответствие перфорации между форсированной и окружающими скважинами.

За одинаковый период работы до и при форсировании конкретной скважины определялись и сопоставлялись суммарная добыча жидкости отдельно по форсированной скважине и по соседним скважинам. Только в 10 скважинах прирост добычи нефти в форсированных скважинах происходит за счет собственных возможностей этих скважин, в 19 скважинах за счет уменьшения добычи нефти и жидкости окружающих скважин.

Проведенный анализ позволяет сделать следующий вывод:

При форсировании отдельных скважин за счет интенсификации происходит уменьшение отбора жидкости по окружающим скважинам, поэтому необходимо применять форсированный отбор на определенных участках, выбранных с учетом направления основных потоков движения нагнетаемой воды.

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Анализ текущего состояния системы ППД

3.1.1 Существующая система заводнения на Западно-Лениногорской площади

На протяжении многих десятилетий развития нефтяной промышленности разработка месторождений осуществлялась путем бурения только добывающих скважин и извлечения нефти из них за счет использования ресурсов всех естественных видов пластовой энергии. По истощении пластовой энергии и снижении забойных давлений в добывающих скважинах иногда до нуля месторождения забрасывались при извлечении не более 25 - 30 % от первоначальных запасов нефти в пласте.

Хотя вода - спутник нефти с момента ее образования, появление воды в добывающих скважинах рассматривалось как аварийное состояние и скважины останавливались. И только в конце 20-х - начале 30-х годов было замечено, что из скважин, в которых появлялась вода, извлекалось нефти больше и добыча была стабильней, чем в безводных скважинах. В 1932 г. комиссия под руководством акад. И. М. Губкина установила возможность и эффективность вытеснения нефти из пластов контурными пластовыми водами. Естественный водонапорный режим разработки нефтяных залежей был признан наиболее эффективным.

С 30-х годов начала развиваться теория нефтяного пласта, водонапорного режима разработки и интерференции скважин. Однако идея восполнения пластовой энергии, расходуемой на вытеснение нефти и нагнетанием воды в пласты через скважины с поверхности, у нас в стране впервые была выдвинута и осуществлена лишь в послевоенные годы под руководством акад. А. П. Крылова.

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 высокопрони-

цаемых 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 7500 м3/сут. Из них 5000 м3/сут сточные воды.

Для поддержания давления нагнетания применяются различного типа насосные агрегаты: от серийных ЦНС-180 до малопроизводительных насосов ГНУ «РЭДА» и ЦНС-45-1800. Разработка ведется в основном верхних пластов горизонта Д1.

В последнее время для успешной разработки слабопроницаемых пластов внедряют индивидуальные погружные насосные установки (УЭЦНВ). Они внедряются для увеличения давления нагнетания и вовлечения в разработку

слабопроницаемых пластов.

Система разработки Западно-Лениногорской площади предусматривает закачку химических реагентов для повышения нефтеотдачи пластов.

3.1.2 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.

3.1.3 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.

Страницы: 1, 2