Проектирование разработки месторождений углеводородного сырья. Лекция 14

1.

Проектирование
разработки
месторождений
углеводородного сырья
(лекция 14)

2.

Типы закачиваемых вод:
• - сточные воды
• - пластовые воды
• - с открытых водоемов

3. Отраслевой стандарт ОСТ 39-225-88 "Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству” 

Отраслевой стандарт ОСТ 39-225-88 "Вода для
заводнения нефтяных пластов. Требования к
качеству
”
1. Водородный показатель (рН)
Значение рН должно находиться в пределах от 4,5 до 8,5.
2. Фильтрационная характеристика
При снижении коэффициента приемистости нагнетательных
скважин с начала закачки воды на 20% следует проводить
работы по восстановлению фильтрационной
характеристики призабойной зоны и, при необходимости,
улучшать качество закачиваемой воды.
• 3. Совместимость с пластовой водой и породой
• При контакте в пластовых условиях закачиваемой воды с
пластовой водой и породой коллектора может быть
допущено снижение фильтрационной характеристики в
соответствии с п.2.

4.

• 4. Размер частиц механических примесей и
эмульгированной нефти.
• При закачке воды в поровые коллекторы
проницаемостью свыше 0,1 мкм2 должно быть 90%
частиц не крупнее 5 мкм;
• При закачке воды в поровые коллекторы
проницаемостью до 0,1 мкм2 - не крупнее 1 мкм.
• 5. Содержание нефти и механических примесей
• В зависимости от проницаемости и относительной
трещиноватости коллектора допустимое содержание
нефти и механических примесей устанавливается по
таблице.
• 6. Коррозионная активность
• При коррозионной активности воды свыше 0,1 мм/год
необходимо предусматривать мероприятия по
антикоррозионной защите трубопроводов и
оборудования

5.

• 7. Содержание сероводорода.
В
воде,
нагнетаемой
в
продуктивные
коллектора, пластовые воды которых не содержат
сероводород или содержат ионы железа, сероводород
должен отсутствовать.
• 8. Наличие сульфатвосстанавливающих бактерий
(СВБ)
Не допускается присутствие СВБ в воде,
предназначенной для закачки в пласты, нефть, газ и
вода которых не содержат сероводород.
• 9. Содержание ионов трехвалетного железа
При заводнении продуктивных пластов,
содержащих сероводород, устанавливать возможность
образования сернистого железа, необходимость и
мероприятия для удаления ионов трехвалетного
железа из воды

6.

Допустимое содержание в воде, мг/л
Проницаемость
пористой среды
коллектора, мкм2
Коэффициент
относительной
трещиноватости
коллектора
механических
примесей
нефти
до 0,1 вкл.
-
до 3
до 5
свыше 0,1
-
до 5
до 10
до 0,35 вкл
от 6,5 до 2 вкл
до 15
до 15
свыше 0,35
менее 2
до 30
до 30
до 0,6 вкл
от 35 до 3,6 вкл
до 40
до 40
свыше 0,6
менее 3,6
до 50
до 50

7.

Системы очистки воды. наиболее часто
применяют следующие методы:
• - отстаивание воды;
• - фильтрование воды через пористые или иные
среды;
• - флотация;
• - коалесценция;
• - центробежное разделение;
• - диспергирование;
• - удаление примесей поглотителями;
• - озонирование.

8.

Осветление мутных вод коагулированием
осуществляется с целью удаления очень мелких
взвешенных частиц, которые практически не
осаждаются под действием силы тяжести.
Декарбонизация выполняется с целью удаления
из воды бикарбонатов кальция и магния.
Обезжелезиванием называется удаление солей
железа из воды с целью предотвращения
загрязнения
фильтрующих
поверхностей
скважин
железистыми
осадками.
Ингибированием называется обработка воды
ингибиторами - веществами, замедляющими
процесс коррозии. По направленности действия
различают
ингибиторы
сероводородной,
кислородной и углекислотной коррозии

9.

В качестве технических средств, для
отстаивания воды, используют резервуары
отстойники, нефтеловушки, пескоотделители и
пруды-отстойники.
Резервуары-отстойники
обеспечивают очистку сточной воды по
герметизированной схеме. В зависимости от
производительности,
качества
сырья
и
требований к очищенной воде применяют
резервуары различной вместимости (от 200 до
5000 м3 ) с разнообразной начинкой и обвязкой.
Выбор и расчет резервуаров проводится исходя
из времени отстаивания воды в течение 8-16
часов. Процесс очистки может производиться в
циклическом или непрерывном режиме. Обвязка
водоочистных резервуаров большей частью
последовательная.

10.

Рис. Отстойник для очистки нефтепромысловых сточных вод: 1 - корпус резервуара - отстойника; 2 - трубопровод подачи загрязненной воды; 3 - трубопровод отвода уловленной
нефти; 4 - кольцевой короб сбора уловленной нефти; 5 - лучевой распределитель ввода загрязненной воды; 6 - сифонный регулятор для поддержания уровня раздела фаз «нефть-вода»
и отвода очищенной воды; 7 - трубопровод подачи воды для размыва осадка; 8 трубопровод отвода шлама

11. Влияние темпов заводнения на коэффициент вытеснения

12. Характеристика работы центробежного насоса

Характеристикой насоса называется графическая зависимость напора - Н, мощности - N и КПД - η от подачи насоса Q при постоянной частоте вращения

13.

Измерение расхода
жидкости панаметриксом

14.

15. Panametrics PT878GC

16.

Общие характеристики
• Вес 1,36 кг
• Размеры 238 мм x 138 мм x 38 мм
• Дисплей Графический LCD дисплей 240 x 200
пикселей с подсветкой
• Внутренняя батарея Заряжаемая батарея: 9-11
часов непрерывной работы
Размеры труб от 12,7 мм до 7,6 м
• Толщина стенки трубы до 76,2 мм
• Материал трубы - все металлы и большинство
пластмасс
Точность измерения расхода (скорости) ±2% 5% измеренного значения

17.

Построение карт
изобар

18.

В скважинах, где глубина спуска прибора
ограничена техническими причинами, замер
выполняют на меньшей, но максимально
возможной глубине, ниже которой плотность
нефти по стволу скважины постоянна. В
пьезометрических
скважинах
пластовое
давление
можно
замерить
глубинным
манометром, а также установить путем замера
уровня воды или, если скважина переливает,
устьевого давления. В механизированных
нефтяных скважинах пластовое давление
измеряют
малогабаритными
манометрами,
спускаемыми в межтрубное пространство на
максимально
достигаемую
глубину,
с
последующим
определением
истинного
давления

19.

Для построения карт изобар используют
значения приведенного пластового давления.
Приведенное
пластовое
давление
замеренное пластовое давление, приведенное
(пересчитанное) для удобства сравнения к
определенной горизонтальной плоскости
(уровень моря, зеркало водонефтяного
контакта).
Для
расчета
приведенного
пластового
значения
испуользуется
следующая формула:
Pпласт прив = Pзамера + (Hвнк - hзамера)*p
*g/100

20.

Построение карты изобар - это процесс
определœ
ения положения изолиний равных
давлений (изобар) на плане.
Процедура построения карты состоит из
следующих операций: 1) на плане расположения
скважин возле каждой из них надписываются
значения определœ
енных по ним приведенных
пластовых
давлений;
2)
устанавливается
интервал давлений, через который на карте будут
проводиться изобары; 3) сосœ
едние скважины на
плане попарно соединяются вспомогательными
прямыми линиями, и на находят положение
точек, через которые должны проходить
изобары; 4) точки с одинаковыми значениями
давлений
соединяются
плавными,
не
пересекающимися между собой линиями
(рис.10.2).

21.

Некоторые исследователи считают более
правильным проводить интерполяцию между
сосœ
едними скважинами при построении карт
истинных изобар по логарифмическому
закону. Это связано с тем, что в процессе
разработки в пласте отсутствует статическое
равновесие и наблюдающиеся в скважинах
воронки
депрессий
имеют
форму
логарифмической кривой.

22.

23.

Среднее динамическое пластовое
давление залежи определяют с помощью
карты изобар как среднее взвешенное по ее
площади или объему.

24.

Недостатки при построении карт изобар:
- не возможность замеров пластовых
давлений по всем скважинам в одно и тоже
время
- необходимость останавливать скважины
длительное время для проведения замеров
давлений
- при эксплуатации скважинами нескольких
пластов карты изобар по каждому пласту
получить не возможно

25. Принципиальная схема закачки сточных вод с БКНС в нагнетательные скважины

1- блочная кустовая насосная станция, оборудованная насосами тип ЦНС, 2- БГ (блок гребенок); 3-манометр, 4-нагнетательная скважина, 5-пакер, 6-пласт
нефтеносный

26. Принципиальная схема закачки пластовых вод из водозаборных скважин

1-водоносный пласт; 2-водозаборная скважина; 3-установка ЭЦН; 4-манометр; 5-счетчик; 6-нагнетательная скважина; 7-пласт продуктивный; 8-БГ; 9-пакер.

27.

Показатели качества закачиваемой воды в систему ППД
Содержание, мг/л*
Номер
объекта
Объект
эксплуатации
рН
мехпримесей
нефтепродуктов
СТ*
факт
СТ*
факт
БКНС - 19
-
6,2
50
32,0
60
17,2
БКНС - 20
-
6,0
50
30,0
60
14,5
Вдз. скв.**
ТТНК
6,4
50
15,0
60
34,1
*СТ-16-01-01 «Положение о закачке нефтепромысловых сточных, пластовых и пресных вод и эксплуатации
нагнетательных скважин системы ППД»

28.

Допустимое содержание твердых механических примесей,
нефтепродуктов и склонность к образованию неорганических солей в
пластовой воде и при смешении с закачиваемой водой
Объект
разработки,
пласт
Среднее
значение
проницаемости
принятые при
проектировании,
мкм2
Содержание, мг/л
Коэффициенты
Коэффициенты перенасыщения
перенасыщения S*при
Коэффициенты
S*при смешении пластовой и
смешении пластовой и
перенасыщения
закачиваемой сточной водой
закачиваемой сточной
S*
БКНС-19
водой БКНС-20
(УПС-60)
(УПС-51)
мех.
нефтепро
SCaSO4 SCaCO3
примеси
дукты
Коэффициенты
перенасыщения
S*при смешении
пластовой и
закачиваемой
пластовой водой
ТТНК
SCaSO4
SCaCO3
SCaSO4
SCaCO3
SCaSO4
SCaCO3
Сбш
0,03
до 50
до 50
1,6
0,6
0,7
0,4
0,7
0,3
0,7
0,4
Cв2
0,06
до 50
до 50
1,8
0,4
1
0,5
1
0,4
1
0,6
Скш
0,03
до 50
до 50
1,0
0,2
0,9
0,6
0,9
0,5
0,9
0,8
Дфм
0,07
до 50
До50
2,8
0,1
1,6
0,3
1,6
0,4
1,6
0,3
ТТНК
0,31
до 50
До50
0,7
0,2
0,4
0,3
0,5
0,3
0,4
0,4
закачиваемая вода
БКНС-19(60)
-
18,9
13,6
0,4
0,6
-
-
-
-
-
-
БКНС – 20(51)
-
6,8
8,1
0,3
0,3
-
-
-
-
-
-
Вдз.скв.
-
-
-
0,3
0,8
-
-
-
-
-
-
S* -коэффициент
перенасыщения неорганическими солями пластовой и закачиваемой воды, при S < 1, не проявляется склонность к
осадкообразованию , при S> 1, проявление склонности к образованию неорганических солей

29.

Показатели качества закачиваемой воды в систему ППД
Содержание, мг/л*
Номер
объекта
Объект
эксплуатации
рН
мехпримесей
нефтепродуктов
СТ*
факт
СТ*
факт
БКНС - 19
-
6,2
50
32,0
60
17,2
БКНС - 20
-
6,0
50
30,0
60
14,5
Вдз. скв.**
ТТНК
6,4
50
15,0
60
34,1
*СТ-16-01-01 «Положение о закачке нефтепромысловых сточных, пластовых и пресных вод и эксплуатации
нагнетательных скважин системы ППД»