19.10.2019 г. Главная arrow Нефть arrow Разработка arrow Вытеснение запасов нефти высокоминерализованной водой
         
Главное меню
Главная
Новости
Блог
Ссылки
Ленты новостей
Карта сайта
Фото камней
Гостевая
Общая информация
о камнях
походы и сплавы
Кристаллография
Сейсмика
Учебные пособия
Классификации
ювелирная
Словарь Куликова
Популярно о камнях
Камень в природе
Мертвая природа
История камня
Технические
Диковинки
Люди и камни
Тяжелое серебро
Минералог-любитель
Легенды и мифы
Об алмазах
Камни-талисманы
Полезные ископаемые
Нефть
Геология
 
 
Краткие новости
Вытеснение запасов нефти высокоминерализованной водой Печать E-mail
Автор Administrator   
12.12.2009 г.

Разработка месторождений через отдельные скважины требует создания той или иной технологии извлечения нефти из насыщенных пористых сред, и от ее совершенства зависит коэффициент нефтеизвлечения и себестоимость добываемой продукции.
В слабопроницаемых коллекторах терригенного девона содержатся значительные запасы нефти, причем, в структуре запасов их доля ежегодно увеличивается и активизация их выработки сегодня становится еще более привлекательной, прежде всего своей низкой обводненностью и эксплуатационными затратами.

Однако существующая система ППД и используемые вытесняющие агенты (пресная и сточная вода) не всегда в полной мере могут решить задачу высокоэффективной выработки такого типа коллекторов. Дело в том, что закачка пресной воды в терригенные коллектора с содержанием глинистой фракции более 2% вызывает "разбухание глин". Все семейство глин представляет собой алюмосиликаты чешуйчатого строения. По мнению Н.Н. Непримерова, набуханию подвержены монтморилонитовые глины, отличающиеся от остального семейства в основном наличием нескомпенсированного электрического заряда плоских пластинок. Связано это со случайным замещением в процессе образования кристаллической структуры одного из атомов кремния или алюминия на двухвалентный магний. В природе монтморилонит электрически нейтрален за счет уравновешивания отрицательного заряда пластинки катионами водного раствора, заполняющего пространство между чешуйками. При нагнетании в пласт пресной воды возникает разность солевой или катионной концентрации в глинах и окружающей закачанной в пласт воды. В результате положительные катионы мигрируют в окружающую воду, нарушая баланс электростатических сил притяжения-отталкивания между пластинами. Одноименно заряженные пластины отталкиваются, промежуток между ними заполняется водой. Это и есть процесс набухания. Чтобы этого не происходило, необходимо выполнять условие - количество катионов солевого состава закачиваемой воды должно быть равно или превышать концентрацию в глинистом компоненте скелета коллектора.
Закачка пресной воды особенно отрицательно влияет на так называемые кыновские глины, имеющие монтмориллонитовый состав. Разбухание кыновских глин в приствольной части нагнетательных скважин вызывает их текучесть, что в итоге приводит к смятию эксплуатационных колонн. На березовской площади таких скважин уже более 30. Есть случаи, когда скважину приходилось ликвидировать из-за выноса глинистого материала в ствол скважины. Это новая проблема, и совместно с институтом "ТатНИПИнефть" специалисты НГДУ занимаются изучением отрицательного влияния закачки пресной воды на объекты кыновского горизонта.
Впервые вопрос масштабного использования высокоминерализованной воды в качестве агента закачки встал на 3-м блоке березовской площади Ромашкинского месторождения в 1988 году. К тому времени состояние разработки по этому блоку оценивалось неудовлетворительно и существующая система заводнения пресной водой насосом ЦНС-180 от КНС-131 была не эффективна.
Промышленная разработка началась в 1967 году. В течение 10 лет выработка запасов велась ограниченным количеством добывающих и нагнетательных скважин.
Темп отбора от начально извлекаемых запасов сохранялся на уровне 1,7%. Обводненность продукции составила 46%. Начиная с 1977 года, началось активное разбуривание 3-го блока березовской площади. Действующий фонд добывающих скважин вырос до 147, нагнетательных - до 34. Это сопровождалось увеличением темпов отбора жидкости, закачки воды и дальнейшим ростом обводненности (73% в 1987 г.), Интенсивный рост темпа отбора нефти от начально извлекаемых запасов (с 1,03 до 3,2) наблюдается за период с 1976 по 1980 год. Начиная с 1981 года, добыча нефти неуклонно снижается вплоть до 1988 года. Несмотря на большие объемы закачки, в этот период (компенсация отбора закачкой составляет в среднем 160 %) пластовое давление в зоне отбора снизилось со 175 до 130 атм. В следующий 13-летний этап (1988-2001 г.г.) осуществлялась реализация технологии активизации выработки запасов из слабопроницаемых коллекторов путем закачки высокоминерализованной пластовой воды через систему межскважинной перекачки.
На первом этапе специальным образом были пробурены 2 водозаборные скважины с пластов ДIV, в дальнейшем перевод осуществлялся из существующих скважин различных категорий. За период с 1988 по 2001 годы соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин доведено до 1,07 при плотности сетки скважин 28 га/скв. Количество действующих и нагнетательных скважин составило 94 и 88 соответственно. Количество нагнетательных скважин, работающих от пластовой воды, увеличилось с 4 (1988 г.) до 65 (2001 г.). Среднегодовой объем закачки за последние 14 лет сокращен на 523 тысячи кубических метров (970 тыс. м3 – 1977-1987 годы, 447 тыс. м3 – 1988-2001 годы).
Реализация данной технологии позволила:
• резко снизить давления на устье нагнетательных скважин (со 190 до 70 атм);
• уменьшить приемистость со 170 м3/сут. до 20_25 м3/сут.;
• стабилизировать добычу нефти на уровне 100 тыс. тонн и обеспечить рост с 96 тыс.тонн (1994 г.) до 168 тыс. (2001 г.);
• уменьшить обводненность продукции с 78 до 59%.
Положительный опыт позволил распространить технологию межскважинной перекачки и на другие объекты разработки. С 2000 года количество водозаборов увеличилось с 27 до 59, дополнительная добыча - с 82,9 тыс. тонн до 104,7 тысяч.
В процессе эксплуатации технологии приходится сталкиваться с проблемами, часть которых удалось уже решить, часть требует изучения. Так, проблему, связанную с подбором глубинно-насосного оборудования сегодня, сняли. Группа ТТДН ЦНИПР производит подбор ЭЦН с учетом приемистости обвязанных нагнетательных скважин, ожидаемых противодавлений. На манифольдной линии водозаборов установлены электроконтактные манометры, отключающие насос при увеличении давления выше допустимого, что, впрочем, происходит не так часто.
Сегодня до конца нерешенной остается проблема замеряемости дебитов нагнетательных скважин, обвязанных от водозаборов, из-за наличия газа в пластовой воде. Получение информации по приемистости через глубинные расходомеры осложнено тем, что глубинные расходомеры очень часто забиваются нефтепродуктами и плавающим мусором. Актуален вопрос и по порогу чувствительности расходомера. Кроме того, по одному из участков 3-го блока березовской площади выяснилась такая проблема, как отложения нефтепродуктов в водоводах. Возможная причина этого - содержание нефтепродуктов в пласте-водозаборе или излив из нагнетательных скважин по причине отсутствия обратных клапанов. Данным вопросом сегодня занимается группа специалистов НГДУ "Альметьевнефть", по результатам будут сделаны выводы, возможно, пластовую воду придется предварительно готовить и затем закачивать.
Перспективы разработки многопластовых объектов, в которых верхняя часть продуктивного горизонта, как правило, представлена ухудшенными коллекторами, требуют при планировании бурения учитывать перспективы по запасам высокоминерализованной пластовой воды для обеспечения источника закачки. Сегодня комплексный подход реализован на 4 участках, на которых преднамеренно пробурены скважины, вскрывшие пласты ДII, ДIII, ДIV. Это позволяет даже из слабопроницаемых коллекторов получать сегодня до 5 т/сут. Безводной нефти на скважину. Группой специалистов НГДУ была проведена оценка запасов пластовой воды, в первом приближении ее хватит более чем на 30-летнюю выработку.
Учитывая факт увеличения доли запасов нефти в ухудшенных коллекторах, мы считаем, что при составлении проектов разработки институту "ТатНИПИнефть" необходимо оценивать также и запасы пластовой воды, изменение пластового давления по вырабатываемым пластам и рекомендовать конкретные участки, где вытеснение оптимальнее осуществлять высокоминерализованной теплой водой. Это необходимо делать уже сегодня.
Венера ТАИПОВА

 

Добавить комментарий

:D:lol::-);-)8):-|:-*:oops::sad::cry::o:-?:-x:eek::zzz:P:roll::sigh:
Жирный Цитата


« Пред.   След. »
 
   
         
 
Design by Камни
Rambler's Top100