Обоснование обьемов закачки рабочего агента.

Поддержание пластового давления. Необходимость ППД. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента. Подготовка воды. Кустовые насосные станции. Технологическая схема процесса ППД.

ППД.

По мере разработки залежи пластовое давление снижается (если только режим работы залежи не остается естественный упруговодонапорный). В этом случае для поддержания пластового давления применяют искусственные методы, чтобы сохранить этот режим. Целями воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды. Применение заводнения позволило разрабатывать залежи нефти достаточно высокими темпами при значительно меньшем количестве скважин, ускорять вывод эксплуатационных обьектов на высокие уровни добычи и увеличить в среднем вдвое нефтеотдачу по сравнению с разработкой при малоэффективных режимах. Различают законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.

Законтурное. Воздействие на пласт осуществляется через сеть нагнетательных скважин, расположенных в водоносной части пласта вдали от внешнего контура нефтеносности. Оно целесообразно при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин и при сравнительно малых размерах залежи нефти, а также при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами как по толщине пласта, так и по площади. Недостатком является повышенный расход энергии на извлечение нефти (дополнительные мощности насосных установок) т.к. нагнетаемой воде приходится преодолевать фильтрационное сопротивление зоны пласта между контуром нефтеносности и линией нагнетательных скважин. А также замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания и повышенный расход воды вслед-

ствииее оттока во внешнюю область пласта за пределы линии нагнетания.

Приконтурное.В этом случае нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скважины переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности. Применяют при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью и при сравнительно малых размерах залежи.

Внутриконтурное.Есть несколько его разновидностей.

1)При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды производится через нагнетательные скважины, расположенные в пределах самой залежи, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Его применяют на залежах пластого типа,с большой площадью нефтеносности,а также на залежах разных размеров при невысокой их проницаемости,повышенной вязкости нефти или ухудшения условий фильтрации.

2)При заводнении с разрезанием эксплуатационного обьекта на площади самостоятельной разработки разрезающие ряды располагают таким образом,чтобы выделить площади самостоятельной разработки,значительно различающиеся по геолого-промысловой характеристике.

3)При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на блоки,в пре-

делах которых размещают ряды добывающихскважин такого же направления.При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают перпендикулярно ее длинной оси. В зависимости от количес-тва рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пяти или трехрядным. Такое заводнение позволяет осваивать блоки в нужной последовательности,регулировать разработку с помощью перераспределения обьемов закачки воды.

4) При площадном заводнении нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Бывают пяти,семи и девяти точечная система. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элемент системы.

5) Очаговое заводнение. Очаги заводнения(нагнетание воды в отдельные скважины

или небольшие группы скважин)обычно создают на участках ,не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, которые свою задачу уже выполнили. Или бурят специальные дополнительные скважины.

Подготовка воды. Вода,используемая для ППД должна обладать химической совместимостью

с пластовой.Качество воды оценивается по:

1) количество мех.примесей,нефтепродуктов, железа и его соединений, дающие при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры, сероводорода, солей. Если размер пор более 0,1мкм2,то размер частиц мех. примесей должен быть менее 5мкм,а если поры менее 0,1мкм2,то менее 1мкм.Если коррозионная активность воды более

0,1мм в год, то необходима дополнительная защита труб и добавление ингибитора коррозии.

Отстой воды осуществляется в РВС (резервуарах вертикальных стальных).Затем через фильтра насосами внутренней перекачки подается на прием насосов системы ППД.

Обоснование обьемов закачки рабочего агента.

При искусственном водонапорном режиме,когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения,обьем отбираемой жидкости,приведенный к пластовым условиям,дол-жен равняться обьему нагнетаемой жидкости,также приведенной к пластовым условиям,т.е.к плас-товой температуре и давлению.Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только изнефти и воды,то можем записать уравнение баланса расходов жидкостей: Qнаг Bв=(Qн Вн+Qв Вв+Qут)К,

Qнаг.-обьемный расход нагнетаемой воды(м3/год)

Вв-обьемный коэффициент нагнетаемой воды,учитывающий увеличение обьема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшении ее обьема при сжатии до пластового давления.(Вв=1,01).

Qн-обьемная добыча нефти(дебит товарной нефти).

Вн-обьемный коэффициент нефти,учитывающий ее расширение за счет растворения газа и повыше-ния температуры.Он определяется экспериментально(Вв=1,05-1,30).

Qв-обьемная добыча извлекаемой воды.

Вв-обьемный коэффициент для минерализованной воды.

Qут-обьемный расход воды,уходящей за внешнюю область(утечки)

К-коэффициент,учитывающий потери воды при периодической работе нагнетательных скважин на

излив,при порывах водоводов и т.д.К=1,1-1,15.

Число нагнетательных скважин Пнаг,их средний дебитДнаг и расход нагнетаемой воды Qнаг связа-

ны соотношением: Qнаг=Пнаг Днаг.

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводят понятие коэффи-циента компенсации.Это отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей за

еденицу времени.Он показывает насколько скомпенсирован отбор закачкой.Если М меньше1,значит

закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления.Если М больше

1,то закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти.При М=1 должна наблюдаться ста-

билизация пластового давления,независимо,каким оно было в начале разработки.

БКНС.Блочные кустовые насосные станции монтируются на промыслах для закачки воды в

пласт.Состоят из отдельных блоков.Основной блок-насос с эл.двигателем и масляной системой.-Масляная система предназначена для смазки и охлаждения подшипников насосного агрегата.Вспо-

могательные блоки-электрораспредустройство,блок гребенок напорного коллектора,блок автомати-ки,блок дренажных насосов,резервуар сточных вод.Насосы(как правило)марки ЦНС.Например

ЦНС180-1422,где 180-часовая подача м3,1422-напор в метрах.