Отчет по производственной практики в НГДУ «Чекмагушнефть»

Из резервуара вода поступает  в напорный фильтр. Затем в трубопровод  подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС.

Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары.

На внутреннюю поверхность  резервуаров наносятся антикоррозийные  покрытия с целью защиты от воздействия  пластовых вод.

5.9. Конструкция нагнетательных  скважин

В большинстве своем нагнетательные скважина по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некоторое  количество добывающих скважин, оказавшихся  в зоне контура водоносности или  за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном  заводнении перевод добывающих скважин  под закачку воды считается нормальным.

Существующие конструкции  нагнетательных скважин предусматривают  закачку воды через насосно-компрессорные  трубы, спускаемые с пакером и  якорем.

Надпакерное пространство следует  заполнить нейтральной к металлу  жидкостью (можно и нефтью).

Забой должен иметь достаточный  по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема воды, зумпф, глубиной не менее 20 м для  накопления механических взвесей.

Целесообразно применение вставных (сменных) фильтров, которые могут  периодически подниматься из скважин  и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в  скважину, проведения различных технологических  операций промывок, освоения, обработок  и т.д.

Наиболее распространена на месторождениях восточных районов  арматура типа 1АНЛ-60-200.

Арматура состоит из колонного  фланца, устанавливаемого на обсадную колонну, крестовины, применяемой для  сообщения с затрубным пространством, катушки, на которой подвешиваются  НКТ, тройника для подачи нагнетаемой  жидкости в скважину.

Пакер применяется для  разобщения отдельных участков ствола скважины. 
Получили широкое применение пакеры механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до70 Мпа. Пакер спускается в скважину одновременно с якорем.

Назначение и конструкция  пакера и якоря принципиально  не отличаются от применяемых при  фонтанной эксплуатации скважин.

5.10. Освоение нагнетательных  скважин

Освоение нагнетательных скважин – комплекс мер, связанных  с пуском их в работу.

В большинстве своем –  это меры, проводимые для эксплуатационных скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора, образование  сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяных, причем проработавших длительное время, возникает  ряд специфических трудностей. Рассмотрим некоторые виды освоения.

Свабирование представляет собой наиболее простой и вполне эффективный способ освоения скважин.

Состоит в спуске в скважину поршня с клапаном, открывающимся  при движении поршня вниз и закрывающимся  при подъеме. При этом поршень  поднимает столб жидкости, находящийся  над ним, который может достигать  сотен метров (по данным БашНИПИнефть – 300 м). В результате происходит резкое снижение давления на пласт и выброс из него с большой скоростью жидкости с механическими взвесями. Эффект может быть усилен за счет применения пакера: перепад в этом случае может  достигнуть 500 м.

Однако, при свабировании не исключены случаи возникновения  фонтанирования скважины, а также  затруднена герметизация устья скважины.

Гидросвабирование – метод  чередующихся циклов закачки воды в  пласт и ее прекращения с выбросом на поверхность определенной порции жидкости из пласта, содержащей посторонние  примеси. Эффективность метода состоит  в создании депрессии на пласт  путем резкого открытия задвижки на устье скважины.

Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной  зоны пробуренной скважины от глинистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НСI), серная (H2SO4), плавиковая (HF) и другие кислоты.

Если нефтесодержащие  породы сложены известняками, доломитами, то для таких пластов рекомендуется  соляная кислота.

Хлористый кальций и хлористый  магний – вещества, хорошо растворимые  в воде, углекислый газ растворяется в воде при давлении свыше 7,6 Мпа, или уносится из скважины в газообразном виде.

Терригенные коллекторы (песчаники, алевролиты) подвергаются эффективному воздействию плавиковой кислоты (HF):

Наличие в терригенных  коллекторах карбонатов и глин замедляют  процесс воздействия плавиковой кислоты, поэтому в этих случаях  используют соляной и плавиковой кислоты – глинокислоты (HF – 4%, НСI – 8%). Применяют и другие кислоты.

Освоение скважины после  бурения независимо от того, будет  эта скважина добывающей или нагнетательной, преследует одну общую цель – очистить призабойную зону пласта от привнесенного  в нее в процессе бурения глинистого раствора.

Следует выделить работу по освоению под закачку скважин, ранее  работавших как добывающие. Специфика  освоения таких скважин состоит  в том, что воздействие на них  кислотой не приводит к эффекту вследствие надежного покрытия пор продуктивного  пласта нефтяной пленкой. Для освоения таких пластов нами предложена технология, базирующая на предварительной закачке  в пласт растворителя, его выдержке в течение 2…5 часов и последующей  промывке скважины.

5.11. Закачка газа в пласт

Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе  глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии  на них водой набухают, уменьшается  проницаемость.

При этом следует иметь  в виду следующее: а) энергоемкость  закачки газа будет значительно  выше из-за его меньшей по сравнению  с водой плотностью (в 7…15 раз) и  необходимостью создания на устье скважин  давления, равного по величине забойному. б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и  ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Рзаб.

Потребность в суточной закачке  газа V может быть определена так:

V = Vн + Vв + Vг

Здесь Vн, Vв, Vг – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные  к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа Vнаг должен быть выше расчетного в n раз: Vнаг=n*V n = 1,5…1,20.

При закачке газа необходим  тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением  газа в пласте. Прорывы газа в  добывающие скважины по высокопроницаемым  пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе.

5.12.Закачка теплоносителей

Известно, что повышение  температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности  нефти. В этом смысле извлечение нефти  с вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры  пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных  месторождениях закачка огромных объемов  холодной воды для целей ППД ведет  к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает  нефтеотдачу. Так по находящимся  в эксплуатации 
30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

Для разработки таких месторождений  в стране создано научно- производственное объединение «Союзтермнефть».

Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что  при закачке горячей воды коэффициент  нефтеотдачи может быть повышен: при температуре закачиваемой воды 30оС – до 0,432, при 100оС – до 0,745, при 
200оС – до 0,783.

С повышением температуры  уменьшается поверхностное натяжение  нефти на границе с пластовой  водой: при Т – 20оС поверхностное  натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60оС – 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке  пара КНО – 
86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

5.13. Закачка горячей воды

Способ сравнительно легко  осуществим. При закачке в пласте формируются две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО.

Технологические расчеты, связанные  с закачкой горячей воды, ведут  в следующей последовательности.

Радиус теплового влияния  через известное время t определяют по уравнению:

[pic] где а – средний  коэффициент температуропроводности  горных пород, окружающих нагнетательную  скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10-3 кв.м/м).

5.14. Закачка пара

При закачке пара в пласт  формируются три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой  зависит от давления в этой зоне; вторая – зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается  от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья –  зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температуры равна  пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей  водой вследствие более низких капиллярных  сил, из-за более высокой температуры  пара, более высокой его смачиваемости  и подвижности.

Механизм вытеснения нефти  аналогичен вытеснению при закачке  горячей воды.

В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт  на месторождении Оха (Сахалин), которое  характеризуется следующими данными: текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная  толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость 
– 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с.

В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО  возрос до 52%, добыча нефти увеличилась  со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а объем  закачки пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т  в год.

ПТВ в настоящее время  ведется на месторождениях Катангли (Сахалин), 
Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.

Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются  новые разновидности метода –  циклическая закачка пара, закачка  высокотемпературной воды (Т = 320…340оС при давлении 16…22 Мпа) и другие.

На территории СНГ к  настоящему времени несколько сот  залежей высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких  месторождениях не превышает 15%.

5.15.Создание движущегося  очага внутрипластового горения

Закачка теплоносителей сопряжена  с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных  паропроводных теряется 0,35…3,5 млн.кДж/сут  на каждые 100 м трубопровода, а в  скважине – 1,7 млн.кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ.

Поэтому более эффективным  представляется источник тепла, расположенный  непосредственно в пласте. Таким  источником является очаг внутрипластового горения.

Метод заключается в следующем.

На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной  конструкции создается высокая  температура, вызывающая загорание  нефти в пласте.

Для поддержания горения  в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую  смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и  улучшает процесс вытеснения нефти.

Факт горения представлен  несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом  горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия  на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.

Физический процесс горения  представляется таким образом. После  поджога в пласте происходит процесс  термической перегонки нефти, продукты которой – коксоподобные остатки  нефти – являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в  радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 
450…500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 
3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.

В пласте образуются несколько  зон: I – выгоревшая зона со следами  несгоревшей нефти или кокса; II – зона горения, в которой максимальная температура достигает 300…500оС; III –  зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг  нефти, пластовая и связанные  воды превращаются в пар; IV – зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и  паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися  в результате горения СО2, СО, N; V –  зона увеличенной насыщенности; VI –  зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть  из предыдущих зон, температура в  этой зоне близка к первоначальной; VII – невозмущенная зона, в которой  пластовая температура остается первоначальной.

Экспериментальные работ  позволили установить следующие  количественные данные: 1) на горение  расходуется до 15% запасов пластовой  нефти; 2) горение ведется при температуре  около 375оС, на что требуется 20…40 кг кокса на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 куб.м. воздуха  при коэффициенте его использования 0,7…0,9.

Например, на залежи Павлона  Гора за 66 суток было закачено 600 тыс.куб.м. воздуха.

Материальный баланс процесса ВГ представляется так: