Скважинная добыча нефти

Коэффициент накопленной компенсации

. (3.4)

Числитель в (3.4) - суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель - суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом, если mн < 1, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального, так как закачка не скомпенсировала суммарный отбор. Если mн = 1. среднее пластовое давление восстанавливается до начального пластового давления, так как закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей.

Если mн > 1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано.

В технологии добычи нефти часто пользуются такими понятиями, как «давление на линии нагнетания» и «давление на линии отбора». Введение этих понятий упрощает физическую картину фильтрации жидкости от линии расположения нагнетательных скважин к рядам добывающих скважин, а также позволяет однозначно характеризовать депрессию обусловливающую приток жидкости к линиям отбора. Давление на линии нагнетания - это среднеинтегральное давление в пласте вдоль линии нагнетательных скважин. Вокруг нагнетательных скважин образуются репрессионные воронки, обращенные вверх с наибольшим давлением (вершина воронки) на забоях нагнетательных скважин (рис. 3.3). На рисунке ординаты заштрихованной части эпюры - абсолютные величины давлений в пласте, изменяющиеся вдоль S. Средняя ордината, т. е. высота рн прямоугольника длиной S и площадью РнS, - среднеинтегральное давление.

По определению

. (3.13)

, (3.14)

где F - заштрихованная площадь эпюры давлений.

Забойные давления нагнетательных скважин могут быть различны. Закон распределения давления вокруг забоя скважин близок к логарифмическому. Используя формулу для распределения давления при радиальном течении, можно построить кривые распределения давления между нагнетательными скважинами. Таким образом, по эпюре распределения давления вдоль линии нагнетания в реальном конкретном случае может быть определена площадь эпюры F, а по формуле (3.14) найдено давление на линии нагнетания. Существуют весьма простые расчетные методы определения давления на линии нагнетания, однако эти методы справедливы только при одинаковых забойных давлениях во всех нагнетательных скважинах, равных расстояниях между скважинами и однородном пласте. Расчетная формула имеет вид

(3.15)

где Рн - давление на забоях нагнетательных скважин (во всех скважинах одинаковое); Q - суммарный дебит нагнетательного ряда;

- внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательного ряда.

Здесь м - вязкость воды; k - проницаемость; h - толщина пласта; n - число скважин в ряду; у - половина расстояния между нагнетательными скважинами; rпр - приведенный радиус нагнетательной скважины.

Давление на линии отбора определяется аналогично, т. е. как среднеинтегральное давление вдоль линии добывающих скважин.

В добывающих скважинах депрессионная воронка обращена вершиной вниз (рис. 3.4). Давление на линии отбора равно

(3.16)

,

где F - площадь заштрихованной эпюры.

При аналитических расчетах



где Рс - давление на забоях добывающих скважин данного ряда (одинаковые во всем ряду); Q - дебит добывающих скважин данного ряда, расположенных в пределах длины S.

Среднее давление на линии нагнетания меньше забойных давлений в нагнетательных скважинах (Рн' < Рн), а среднее давление на линии отбора больше забойных давлений в добывающих скважинах (Pс' > Pс). Величина Рн' - Pс' = Др, называется депрессией между линией нагнетания и линией отбора. От величины этой депрессии зависит дебит добывающих рядов скважин, который увеличивается с ростом Др. Увеличение депрессии может быть достигнуто как за счет увеличения давления на линии нагнетания рн, так и за счет снижения давления на линии отбора Pс.

2.4 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.

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 СССР и некоторых других районов - показана на рис. 3.5. 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.



2.5 Техника поддержания давления закачкой воды

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.

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,

Насосные станции первого подъема

При сифонных водозаборах насосы станции первого подъема (обычно три, из которых один резервный) устанавливаются в большой полуподземной шахте вместе с вакуумными котлами. При механизированном водоподъеме функции станции первого подъема выполняют насосы, установленные в каждой водозаборной скважине. В этом случае результирующий напор насосов, выкидные линии которых объединены общим коллектором, должен быть достаточным для подачи воды к буферным емкостям, к станции водоподготовки или к станции второго подъема. Если этого напора недостаточно, очевидно, потребуются дожимные насосы соответствующей производительности.

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.

2.6 Оборудование кустовых насосных станций

Кустовые насосные станции оборудуются насосами различных типов: АЯП, 5МС7Х10; 6МС7Х10 и др. В последнее время разработаны центробежные насосы специально для поддержания пластового давления. Некоторые технические характеристики этих насосов приведены ниже:

ЦНС-150 Х 100, z = 8, Q == 150 м3/ч, P = 10,0 МПа

ЦНС-150 Х 125, z = 0, Тоже P =12,5 »

ЦНС-150 Х 150, z =12, » P = 15,0 »

ЦНС-150 Х 175, z =14, » P = 17,5 »

ЦНС-150 Х 200, z = 16, » P = 20,0 »

Размеры насосов, м:

длина . ....... ... ... ……… 2,5 - 3,3

ширина .....................….. 1,5

высота .....................…. 1,5

Масса, т.......................... 4-5,5

Номинальное давление p этих насосов соответствует режиму наивысшего коэффициента полезного действия. Расчетный к. п. д. насосов - 0,7; частота вращения вала n = 3000 1/мин. Насосы допускают подпор 0,8 - 3 МПа и при некотором снижении подачи развивают повышенное давление (насос ЦНС-150 Х 200 при Q = 100 м3/ч развивает давление до 25 МПа).

Насосы изготавливаются в так называемом черном и нержавеющем (НЖ) исполнении (проточная часть выполнена из нержавеющей стали) для перекачки агрессивных сточных вод. Насосы НЖ примерно в 4 раза дороже насосов черного исполнения.

Привод насосов - синхронный электродвигатель мощностью от 700 до 1500 кВт с массой до 6,5 т и напряжением электропитания 3 кВт (электродвигатели СТД). Насосы ЦНС имеют замкнутую циркуляционную систему смазки, приводимую в действие масляным насосом мощностью 3 кВт и поддерживающим давление в системе 0,28 МПа.

В последнее время созданы так называемые блочные кустовые насосные станции - БКНС, изготавливающиеся индустриальным; способом и доставляющиеся на место установки в виде отдельных блоков, число которых определяется проектируемой производительностью. На месте установки они монтируются с помощью мощных автокранов. Основной блок представляет собой раму из таврового проката, на которой установлены насос, двигатель с масляной системой и другими элементами.

Рама заделана в железобетонную плиту, служащую общей опорой. Сверху для укрытия оборудования от осадков предусмотрена металлическая кабина, состоящая из каркаса, на котором укрепляются панели с минераловатными матами для утепления (при необходимости). БКНС могут работать при температурах до - 55 °С (специально для условий Севера), причем обогрев осуществляется за счет теплоты, выделяемой электродвигателями. В кабинах также имеется вентиляционная система.

Кроме основных блоков в состав БКНС входят вспомогательные блоки, в которых размещаются электрические распределительные устройства, распределительная гребенка напорного коллектора, низковольтное оборудование и блок для управления и автоматики. БКНС, созданные на базе насоса ЦНС-150Х150, рассчитаны на подачу 3600, 7200 и 10800 м3/сут. В соответствии с этим в состав БКНС входит один, два или три рабочих насоса ЦНС-150Х150 и, кроме того, в обязательном порядке один насос резервный (табл. 3.1).



Таблица 3.1 Основные характеристики БКНС

Блок	Шифр блока	Масса с оборудованием, т	Размеры, м	Число блоков при числе насосов
				2	3	4
Насосный крайний (резерв ный)	НБ-1	19	9,8х3,1х3	1	1	1
Насосный средний (рабочий)	НБ-2	18	9,8х3х3	1	2	3
Низковольтный	А-1	10	9,8х3х3	1	1	1
Блок управления и автоматики	А-2	10	9,8х3х3	1	1	1
Распределительная гребенка напорного коллектора	БГ-1	9,85	6,2х3х3	2	2	2
Электрическое распределительное устройство	РУ-6		9х7,5х4,2	1	1	1

БКНС не лишены известных недостатков. К их числу относится повышенная вибрация вследствие отсутствия фундамента, в результате которой может наблюдаться смещение блоков (сползание) на слабых грунтах. Кроме того, при ремонте насосов, их разборке и смене возникает необходимость снятия крышки кабины, а также использования для этих целей автокранов. Несмотря на эти недостатки, БКНС позволили сильно сократить сроки строительно-монтажных работ при сооружении системы ППД и осуществлять поддержание пластового давления на ранних стадиях разработки месторождения, не допуская существенного снижения пластового давления. Современные КНС и БКНС - высокоавтоматизированные объекты системы ППД. Они могут работать практически без обслуживающего персонала при периодической проверке функционирования отдельных элементов и узлов оборудования. Это достигается благодаря использованию местной автоматики, с помощью которой контролируют важнейшие узлы и элементы оборудования. Обычно такой контроль за работой КНС осуществляется с помощью унифицированного блока местной автоматики БМА-19. Как видно из схемы, при нарушении хотя бы одного из установленных параметров работы станции, например при падении давления в нагнетательной линии, нагреве статора или подшипника электродвигателя, возникает электрический сигнал, который дает команду в цепях управления на остановку соответствующего агрегата. При этом управление работой станции может быть как местное, так и дистанционное с центрального диспетчерского пункта. Кроме того, станция БМА-19 предусматривает возможность автоматического пуска резервного насоса при заданном снижении давления в нагнетательной гребенке. Выкидные линии автоматизированной КНС должны быть снабжены дистанционно управляемыми задвижками высокого давления с электроприводами, а также обратными клапанами.

2.7 Технология и техника использования глубинных вод для ППД

Использование вод глубинных водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта, для поддержания давления известно давно. Вначале такое использование сводилось к одновременному вскрытию водоносного и нефтеносного пластов одной скважиной. Если давление в водоносном пласте было больше, чем в нефтеносном пласте, происходил переток воды и вытеснение нефти в продуктивном горизонте.

Воды глубинных пластов, как правило, очень чистые, без взвеси, с малым содержанием окислов железа, минерализованные, являются хорошим вытесняющим нефть агентом. На месторождениях с водоносными горизонтами, использование воды которых допустимо с точки зрения охраны природы и санитарно-гигиенических норм, эти горизонты могут быть идеальными источниками водоснабжения системы ППД.

При использовании глубинных вод необходимо различать:

1. Системы с естественным перетоком воды из водоносного пласта в нефтеносный под воздействием естественной репрессии приведенных давлений без применения механических средств для принудительной закачки (дожимных насосов).

2. Системы с принудительным перетоком, в которых необходимая для закачки воды репрессия создается с помощью специальных погружных или поверхностных дожимных насосов.

Обе системы в свою очередь могут подразделяться на системы с нижним перетоком, когда водоносный пласт залегает выше нефтеносного и системы с верхним перетоком, когда водоносный пласт залегает ниже нефтеносного.

Кроме того, использование глубинных вод может быть осуществлено по схеме с внутрискважинным перетоком, при которой вода глубинного водоносного горизонта закачивается в нефтяной пласт без выхода ее на поверхность и по схеме внескважинным перетоком, при котором вода глубинного водоносного горизонта подается (естественно или принудительно) на поверхность, а затем закачивается в соседние нагнетательные скважины или в ту же водозаборную скважину по второму каналу (рис. 3.7). В последнем случае происходит совмещение функций водозаборной и нагнетательной скважин.

При нижнем перетоке (рис. 3.7, а) вода поступает из нижнего водоносного пласта по НКТ, проходит камеру, где устанавливается расходомер, спускаемый на кабеле (при дистанционной регистрации) или на стальной проволоке (при местной регистрации) с поверхности в НКТ. Пройдя расходомер, вода через отверстия в НКТ поступает в нефтяной пласт.

При верхнем перетоке (рис. 3.7,6) вода поступает из верхнего водоносного пласта, проходит по каналам перекрестной муфты и попадает в НКТ. Выше перекрестной муфты расположена камера для расходомера, спускаемого с поверхности. Через отверстия в НКТ над камерой вода попадает в кольцевое пространство и далее в хвостовую часть НКТ и в пласт.

При естественном перетоке пакер, герметизирующий кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной, вообще говоря, необязателен, так как давление жидкости над пакером и под ним почти одинаковое. (Разница обусловлена только потерями давления на трение.) Однако для направления всего потока воды через расходомер кольцевое пространство должно быть герметизировано, поэтому установка пакера, хотя бы самого простого, не рассчитанного на значительный перепад давления, необходима.

При принудительном перетоке установка пакера для герметизации кольцевого пространства обязательна не только для того, чтобы направить весь поток жидкости через расходомер, а главным образом для того, чтобы обеспечить перепад давления, создаваемый дожимным насосом для принудительного перетока. Поэтому пакер, на который будет действовать перепад давления, создаваемый дожимным насосом, должен надежно герметизировать кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной. Кроме того, для предупреждения смещения пакера по обсадной колонне под действием страгивающей силы, обусловленной разностью давлений н достигающей 150 кН (в зависимости от давления), пакер закрепляют на обсадной колонне устройством, называемым якорем.

При приведенных схемах оборудования можно измерять, но нельзя регулировать расход жидкости, что бывает нужно для управления процессом ППД. Для регулировки расхода возможна установка глубинных штуцеров - диафрагм, заранее оттарированных на поверхности, или установка иных устройств, изменяющих местное гидравлическое сопротивление и спускаемых с помощью, например, канатной техники.

Использование устройств для естественного перетока может оказаться эффективным для заводнення истощенных нефтяных пластов, в которых пластовое давление достаточно мало. В этих случаях разница приведенных давлений на отметке нефтяного пласта может быть большой и достаточной для поглощения нужных объемов воды. В неистощенных пластах, поскольку давления, как правило, равны гидростатическим, необходимой для поглощения естественной репрессии получить нельзя, поэтому возникает необходимость в принудительном перетоке.

В практике ППД на нефтяных промыслах Башкирии, Куйбышевской области и других районов нашли применение (хотя и очень ограниченное) различные конструкции для принудительного перетока. Большинство из них основано на использовании погружных центробежных электронасосов, предназначенных для эксплуатации нефтяных скважин. В некоторых схемах для принудительного перетока используются штанговые насосы, а также появившиеся недавно центробежные электронасосы, спускаемые в скважину не на НКТ, а на кабеле-канате. Кабель-канат одновременно выполняет роль кабеля, подводящего электроэнергию к электродвигателю, и роль каната, на котором вся установка опускается в скважину и извлекается на поверхность. Насос, спускаемый на кабеле-канате, фиксируется в скважине на пакере, предварительно установленном на требуемой глубине с помощью НКТ, которые затем извлекаются. Подаваемая насосом жидкость движется по обсадной колонне и омывает кабель-канат. В настоящее время промышленностью уже освоены установки, спускаемые на кабеле-канате (табл. 3.2).

Таблица 111.2 Характеристика погружных установок, спускаемых на кабеле-канате

Марка	Подача, м3/сут	Напор, м
УЭЦНБ5А-160-1100	160	1100
УЭЦНБ5А-250-800	250	800
УЭЦНБ5А-250-1050	250	1050

При нижнем перетоке (рис. 3.8, а) вода из нижнего пласта проходит через внутреннюю полость пакера 1, многоступенчатый центробежный насос 4 и выбрасывается в кольцевое пространство, омывая расположенный выше электродвигатель 2. При верхнем перетоке вода проходит по кольцевому пространству, омывает двигатель (что необходимо для его охлаждения), попадает в приемную сетку 7 насоса 4 и далее выходит из насоса под высоким давлением через внутреннюю полость гидравлического якоря 5, удерживающего установку от смещения, и пакер 1, герметизирующий кольцевое пространство. Рабочие колеса на валу центробежного насоса в этом случае «переворачиваются» для нагнетания жидкости сверху вниз. В последнее время отечественной промышленностью созданы специальные высокопроизводительные погружные центробежные установки для ППД при использовании глубинных вод для условий Западной Сибири. Их краткая характеристика приведена в табл. 3.3. Эти насосы имеют соответствующее электрооборудование, т. е. станцию управления с необходимой автоматикой и трансформатор с регулируемым напряжением во вторичной обмотке для компенсации потерь напряжения в питающем кабеле.



Таблица 3.3 Характеристика погружных высокопроизводительных насосов для ППД

Показатели	УЭЦН-16-3000-1000	УЭЦН-16-2000-1400
Подача (номинальная), м3/сут	3000	2000
Напор (номинальный), м	1000	1400
Рекомендуемый режим работы:
подача, м3/сут	2600 - 3800	1500 - 2500
напор, м	1000 - 720	1500 - 1200
Мощность электродвигателя, кВт	500	500
Напряжение электродвигателя, В	3000	3000
Частота вращения вала, об/мин	2970	2970
Диаметр, мм	375	375
Длина, м	7,6	9,5
Масса, кг	3225	4200

По сравнению с обычными они имеют увеличенные диаметры, поэтому могут быть спущены только в скважины с внутренним диаметром не менее 402 мм.

Технические возможности этих насосов в сочетании с особенностями апт-альб-сеноманских водоносных горизонтов (обильные водопритоки, высокие уровни) в условиях нефтяных месторождений Тюменской области позволили по-новому решить вопросы техники ППД и, в частности, совместить водозаборную скважину с нагнетательной и подземной кустовой насосной станцией.

Водозаборные скважины, пробуренные на апт-альб-сеноманские горизонты, являются фонтанирующими с незначительным статическим давлением на устье (0 - 0,5МПа).

Эти скважины дают притоки в несколько тысяч кубических метров в сутки при очень малых депрессиях. Воды этих скважин минерализованы, содержат растворенные газы углеводородного состава с большим содержанием азота. Газовые факторы достигают 1 - 3 м3/м3.

Температура - 40 - 50 °С. Относительная плотность 1,05 - 1,1. При интенсивных отборах жидкости в воде может появиться песок. В этом случае необходим предварительный отстой воды перед закачкой в пласты.

Широкое распространение этих водоносных комплексов позволило размещать водозаборные скважины непосредственно у нагнетательных и оборудовать их насосами УЭЦН-16-3000-1000 с большой подачей. Поскольку динамические уровни в водозаборных скважинах близки к поверхности, то давление, развиваемое этими насосами, достаточно для обеспечения требуемой приемистости нагнетательных скважин. Одна из возможных схем использования этих вод показана на рис. 3.9. Водозаоорная скважина специальной конструкции с увеличенным диаметром обсадной колонны в верхней части оборудуется центробежным насосом УЭЦН-16-3000-1000, спускаемым на НКТ, на малую глубину (50 - 150 м). Выкид насоса присоединяется к устью нескольких нагнетательных скважин, число которых зависит от подачи погружного насоса и поглотительной способности нагнетательных скважин. Объем нагнетаемой воды определяется с помощью счетчиков-расходомеров. Такая техника использования глубинных вод для ППД возможна при отсутствии песка в продукции водозаборных скважин.

Однако при отборах из апт-альб-сеноманских водоносных горизонтов, превышающих 3000 м3/сут, в водозаборных скважинах непосредственно после пуска появляется песок в количествах, доходящих до 5 г/дм3 и более. В дальнейшем количество песка убывает и через 0,5 - 2 сут достигает следов или нескольких десятков миллиграммов на литр воды. При таких количествах песка центробежные насосы могут работать нормально, тем не менее присутствие песка в откачиваемой жидкости нежелательно, так как песок вызывает износ рабочих органов погружных центробежных насосов, сокращает межремонтный период работы установок, вызывает засорение призабойной зоны пласта нагнетательных скважин и снижение их поглотительной способности. Для предупреждения вредного влияния песка забои водозаборных скважин оборудуются соответствующими песочными фильтрами (щелевые, гравийные и др.) и на выкидных линиях насосов, на поверхности земли устанавливают отстойники высокого давления для улавливания песка, которые периодически промываются.

В тех случаях, когда обильное количество песка и высокое давление не позволяют осуществить нормальный отстой песка, приходится идти на снижение давления воды перед отстоем в сосудах низкого давления и последующее повышение давления после отстоя дожимными насосами для закачки в нагнетательные скважины. Другим возможным решением проблемы использования глубинных вод может быть совмещение нагнетательной и водозаборной скважин. Часть воды, подаваемой насосом водозаборной скважины (подземной КНС), направляется в совмещенную нагнетательную скважину, а избыток (если он есть) направляется в соседние нагнетательные скважины (рис. 3.10). Под динамический уровень водозаборной скважины 1 опускается насос 2, который откачивает воду из водоносного пласта (ВП) и подает ее по НКТ малого диаметра 3 к замерному распределительному узлу 4 через отстойник высокого давления 5. Расход воды измеряется диафрагменными расходомерами 6. Часть воды по НКТ большого диаметра 7 и обводному каналу 8 поступает в хвостовую часть НКТ под насос и далее в нефтяной пласт (НП). Хвостовая часть НКТ уплотняется в обсадной колонне пакером 9. Таким образом, водоносный и нефтяной пласты разобщаются. Центробежный насос 2 приводится во вращение погружным электродвигателем 10, который связан электрокабелем со станцией управления и трансформатором II. Избыток воды подается в нагнетательные скважины 12. Глубина погружения насоса под динамический уровень определяется давлением, при котором начинается выделение из воды растворенного газа, и количеством этого газа. Для условий Западной Сибири глубина погружения составляет обычно 150 - 200 м. В тех случаях, когда дебит водозаборных скважин при фонтанном режиме их работы оказывается достаточно большой, насосная блочная станция третьего подъема (КНС) сооружается на поверхности, а устья одной или нескольких водозаборных скважин через герметизированный отстойник и сепаратор низкого давления соединяются непосредственно с приемным коллектором КНС. Отстойник и сепаратор устанавливаются для отделения взвеси и газа.

В условиях сильной заболоченности территории промыслов Западной Сибири водозаборные скважины приходится бурить в виде куста, в котором одна из скважин вертикальная, а несколько других - наклонные. Забои таких наклонных водозаборных скважин удается разнести, на расстояние до 500 м от вертикали. Этим достигается снижение взаимного влияния скважин друг на друга и, следовательно, повышение их дебита.

Описанные технические схемы водоснабжения системы ППД, как показал опыт их использования в условиях Западной Сибири, позволили:

1. Уменьшить металлоемкость системы ППД.

2. Сократить энергетические затраты, так как существенно сокращается общая длина водоводов.

3. Уменьшить более чем в 2 раза удельные капиталовложения на получение 1 м3 воды.

4. Уменьшить также более чем в 2 раза себестоимость 1 м3 добываемой воды.

5. Добиться высокой стабильности работы всей системы ППД и качества нагнетаемой воды вследствие отсутствия контакта воды с воздухом и сокращения времени контакта воды с железом в результате уменьшения длины водоводов.

2.8 Поддержание пластового давления закачкой газа

В продуктивных коллекторах, в составе которых присутствует много глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка воды для ППД, как правило, неэффективна. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания. Однако в этих же условиях закачка сухого углеводородного газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной, так как при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление.

С энергетической точки зрения ППД закачкой газа - процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Другими словами, на вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой. Это объясняется двумя главными причинами.

1. При закачке воды необходимое забойное давление создается как давлением воды на устье нагнетательной скважины, так и большим гидростатическим давлением водяного столба в скважине. При закачке газа, плотность которого значительно меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба мало (примерно в 7 - 15 раз меньше, чем водяного). Поэтому необходимое забойное давление приходится создавать за счет увеличения давления на устье (давление нагнетания), вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа в пласт.

2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до забойного давления, на что расходуется большое количество энергии. Тогда как при закачке воды, вследствие ее «жесткости», энергия на сжатие практически равна нулю.

Кроме того, некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее количество закачиваемого газа увеличивается.

Поэтому ППД закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях.

Количество газа, необходимое для нагнетания в пласт только для поддержания пластового давления на существующем уровне, очевидно, равняется сумме объемов добытой нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям (Р, Т).

Компрессоры, необходимые для осуществления ППД, подбираются в соответствии с давлением на устье и общим расходом нагнетаемого газа.

При наличии на данном месторождении или поблизости мощного источника природного газа достаточно высокого давления его можно эффективно использовать для ППД. Это приводит к большому сокращению капитальных вложений, так как отпадает необходимость в строительстве компрессорных станций, и к сокращению энергетических затрат на закачку газа, составляющих главные статьи расходов на осуществление ППД закачкой газа в пласт. В качестве рабочего агента может быть использован не только сухой углеводородный газ, но и воздух, а также и углекислый газ - 002, если имеются его источники.

Использование углеводородного и углекислого газов более предпочтительно, так как их высокая растворимость в нефти приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того, закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты более безопасна, чем закачка воздуха, при котором возможно образование взрывоопасных смесей с углеводородами.

Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через НКТ, спускаемые до верхней части фильтра колонны. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной перекрывается пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными.

Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины увеличивают его удельный расход н энергетические затраты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. Прорывы газа в добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в добывающих скважинах и за химическим составом газа. Особенно просто выявляются такие прорывы при закачке воздуха, когда в извлекаемом газе резко увеличивается содержание азота, сопровождаемое увеличением газового фактора.

Борьба с прорывами нагнетаемого газа ведется уменьшением отборов жидкости из скважин, в которых отмечается прорыв. В результате чего возрастает забойное давление в скважине и снижается или полностью прекращается поступление газа. Иногда приходится полностью закрывать скважину, в которую произошел прорыв газа. В некоторых случаях борьбу с прорывами ведут со стороны нагнетательной скважины, в которую вместе с газом закачивают воду, нефть или другую вязкую жидкость, заполняющую проницаемый прослой и таким образом затрудняющую фильтрацию газа по такому прослою.

2.9 Методы теплового воздействия на пласт

Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загустению нефти, а в худшем - к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижезалегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.

Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязких нефтей и битумов. Различают следующие основные виды тепловых методов.

1. Закачка в пласт горячих теплоносителей (вода и пар).

2. Создание внутрипластового подвижного очага горения.

3. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Если первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, то последний имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта. Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосодержанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу (рис. 3.11). С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при закачке воды, вследствие меньшей вязкости пара.

При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры не происходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости. Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты в трубопроводах, скважине и в самом пласте на прогрев кровли и подошвы. К. п. д. применяемых парогенераторов около 80%. Теплопотери в поверхностных паропроводах оцениваются примерно от 0,35 до 3,5 млн. кДж/сут на каждые 100 м трубопровода. Это сравнительно малая доля, так как современные парогенераторы имеют производительность порядка 250 - 650 млн. кДж/сут.

Теплопотери в скважине составляют примерно 1,7 млн. кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ. Для снижения потерь теплоты кольцевое пространство заполняют газом (теплопроводность газа меньше теплопроводности жидкости). Расчеты показывают, что при осуществлении мер по снижению потерь теплоты в скважине их можно довести до 2 - 3 % от общего количества теплоты, вводимой в скважину при закачке горячей воды, и до 3 - 5 % прн закачке пара на каждые 100 м длины ствола. Потери в стволе скважины существенно ограничивают эффективные глубины залегания пластов для теплового воздействия: для воды 1000 - 1200 м и для пара 700 - 1000 м при максимально возможных темпах закачки теплоносителя. Увеличение скорости закачки почти не сказывается на абсолютной величине теплопотерь, поэтому увеличение темпов закачки приводит к уменьшению доли теплопотерь от общего количества вводимой в пласт теплоты.