Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника ( с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения ( рис. 10 ).

 

 
  Шестикомпонентный анализ пластовой воды

 

Рис. 10 Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,

потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)

 

1, 1́́ — соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2́, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды


Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время, на различных промыслах используют воды : открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей ); грунтовые ( подрусловые и артезианские ); глубинные ( нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы ( 15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.


На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак — каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г / л.

Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :

1)свойств продуктивного горизонта (пласта);

2)от его строения и неоднородности ;

3)от типа закачиваемой жидкости;

4)от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде представлены в фундаментальной Справочной книге для добычи нефти ( 1974 г.) и сформулированы следующим образом:

· невысокое содержание механических примесей;

· незначительное содержание эмульгированной нефти;

· коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

· отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.


Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода ( СО2 ) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода ( анаэробные бактерии ), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/ л сероводорода. Ионы сульфатов ( SO4 2-) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.


Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :

— частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

— кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

— повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;


— кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

— набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

— снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории

(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.


Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2 + ), магния

(Mg 2 +) и натрия ( Na 2+) и отрицательные ионы хлора (Cl ), сульфата (SO4 2-) и группы HSO3 . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки.

 

megalektsii.ru

Содержание

Что представляет собой шестикомпонентный анализ воды ↑

Это стандартная лабораторная процедура оценки химического состава воды. где обязательными для исследования являются шесть компонентов (3 – катионы, 3 – анионы). В группу катионов входят: кальций (Ca2+), магний (Mg2+), натрий (Na+). Группу анионов составляют: хлор (CL-), соли угольной кислоты (HCO3-), соли серной кислоты (SO42-). Дополнительно в рамках шестикомпонентного анализа воды определяют степень активности ионов водорода (pH) и плотность.


В некоторых случаях шестикомпонентный анализ пластовой воды дополняют исследования по определению ионов йода (I-), брома (Br-), аммония (NH4+), кобальта (CO32+), закиси железа (Fe2+), сероводорода (H2S). На основе проведенных исследований составляют протокол, где должны быть указаны:

  • местонахождение источника проб;
  • условия на месте отбора;
  • дата и время забора проб;
  • методика консервации (если применяется);
  • органолептические показатели (цвет, запах, осадок, степень прозрачности);
  • дата начала исследований;
  • содержание катионов и анионов на 1 л жидкости.

Как правильно взять пробы воды для анализа ↑

Пробы для шестикомпонентного анализа воды можно отбирать в обычную посуду – стеклянную или пластиковую. Обычно используют стеклянные либо пластмассовые полулитровые бутыли. Прежде чем заполнить тару, ее нужно несколько раз (3-4 раза) промыть водой, отбираемой на анализ. После заполнения бутыль плотно закрывают крышкой. Если отбор проводят из трубопровода, необходимо предварительно слить часть жидкости из трубы. Перед отбором проб из скважины сливают не менее двух объёмов водяного столба сооружения.

Консервация проб воды ↑

Чтобы получить точный анализ, нужно придерживаться определенных правил.
ойства воды изменяются с течением времени, поэтому желательно в кратчайшие сроки доставить пробы в лабораторию. В крайнем случае можно законсервировать отобранную для анализа воду, тем самым сохранив состояние компонентов на момент отбора. Такой вариант допустим если нет возможности своевременно доставить воду на анализ. Для этого используют разные способы консервации в зависимости от определяемых компонентов, однако универсального консерванта не существует. Обычно применяют несколько веществ-консервантов для сохранения состояния разных компонентов.

Нормы времени для исследования ↑

С учётом степени изменяемости свойств воды и без учета консервации, шестикомпонентный анализ воды выполняется:

  • непосредственно на точке отбора или в стенах лаборатории, расположенной рядом с местом взятия проб;
  • не позднее 2-х часов после отбора проб;
  • не позднее 12 часов с момента забора проб;
  • спустя продолжительный период времени.

Определенные вещества, к примеру ионы водорода (pH) и некоторые газы, изменяют своё состояние очень быстро. Эти изменения, в свою очередь, влияют на другие компоненты. Желательно такие компоненты исследовать на месте забора проб и фиксировать их параметры.

Анализ воды в домашних условиях ↑

Лабораторные исследования, выполненные по всем правилам, – гарантия достоверных результатов. Между тем, на случай «невысоких» требований, шестикомпонентный анализ воды можно сделать своими силами, без специального оборудования. Самостоятельно определяют:

  • степень прозрачности и наличие в воде ряда веществ;
  • цветовые и вкусовые свойства;
  • запах и уровень кислотности;
  • степень жесткости и наличие взвешенных частиц.

Прозрачность определяют путем просмотра любого текста или картинки сквозь прозрачную тару с исследуемой водой. Если строки текста можно без проблем прочитать, а мелкие элементы картинки четко видны, это свидетельствует о нормальном содержании примесей, бактерий, микроорганизмов. Этим же способом определяют цветность воды, которая указывает на наличие органических веществ.
Вкусовые свойства и запахи становятся более выраженными при ступенчатом нагреве воды от 20 до 100 градусов с шагом 20 – 30 градусов. Так выявляют наличие сероводорода и продуктов распада микроорганизмов (гнилостный запах или вкус). Соленый вкус указывает на присутствие щелочей. Горький привкус говорит о присутствии солей магния.
Уровень кислотности воды определяют посредством специальной индикаторной бумаги, которая есть в продаже. Степень жесткости покажет обычное мыло (чем мягче вода, тем обильнее мыльная пена). Объёмное содержимое взвешенных частиц определяют по уровню осадка после продолжительного отстоя исследуемой жидкости.
В домашних условиях также можно использовать экспресс-тесты для анализа воды, однако полностью полагаться на их результаты нельзя. Качественное исследование с документальным заключением можно провести только в условиях профильной лаборатории.


aqua-guru.ru

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника ( с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения ( рис. 10 ).

Шестикомпонентный анализ пластовой воды

Рис. 10 Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,

потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)

1, 1́́ — соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2́, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время, на различных промыслах используют воды : открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей ); грунтовые ( подрусловые и артезианские ); глубинные ( нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы (15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак — каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г / л.

Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :

  1. свойств продуктивного горизонта (пласта);

  2. от его строения и неоднородности ;

  3. от типа закачиваемой жидкости;

  4. от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде представлены в фундаментальной Справочной книге для добычи нефти ( 1974 г.) и сформулированы следующим образом:

  • невысокое содержание механических примесей;

  • незначительное содержание эмульгированной нефти;

  • коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

  • отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода ( СО2 ) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода ( анаэробные бактерии ), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/ л сероводорода. Ионы сульфатов ( SO4 2-) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :

  • частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

  • кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

  • повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

  • кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

  • набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

  • снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории

(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2 + ), магния

(Mg 2 +) и натрия ( Na 2+) и отрицательные ионы хлора (Cl ), сульфата (SO4 2-) и группы HSO3 . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки

Лекция 13

studfiles.net

Шестикомпонентный анализ пластовой воды В нормативной документации даны методы анализа природных вод и отложений солей, образующихся на нефтепромысловом оборудовании в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. Параметры, определяемые при помощи данного оборудования — pH, Ca2+, HCO3, CO3, общая жесткость, общая щелочность.

E73-24791 КОМПЛЕКТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РД 39-23-1055-84

АВТОМАТИЧЕСКИЙ ТИТРАТОР METTLER TOLEDO T70 TERMINAL

ПОЛЬЗОВАТЕЛЬСКИЙ ИНТЕРФЕЙС СОСТОИТ ИЗ:

  • Сенсорный цветной терминал (высокое разрешение, сенсорная технология TouchScreen, свободное размещение на столе благодаря соединению на гибком кабеле, изменяемый угол наклона — обеспечивается удобство и оператор не устает во время работы);
  • Стандартный набор интерфейсов включает uSb, Ethernet, rS232 для совершенного обмена информацией;
  • Технология One Click Titration™ (титрование одним нажатием клавиши), удобная база данных методов;
  • Бюретки распознаются титратором автоматически благодаря встроенной метке.

Минимальный комплект заказа

  • Стенд для титрования, включая стенд, верхнеприводную мешалку и сменные наконечники для мешалки
  • Дозирующий модуль. В комплекте с кабелем CAN для подключения – 2 шт.
  • Бюретка DV 1005
  • Бюретка DV 1010 – 2 шт.
  • Бюретка DV 1020
  • DMi141-SC Комбинированный электрод для аргентометрических титрований
  • DGi112-Pro Комбинированный рН-электрод для прямых измерений рН и кислотно-основных титрований сложных образцов.
  • DP5 Фототрод. Датчик для титрования с переходом окраски и турбидиметрического титрования. 5 длин волн (ручное переключение): 520, 555, 590, 620 и 660 нм.
  • Набор буферных растворов (4.01, 7.00, 9.21)
  • Стакан для титрования, РР, 100 мл (120 шт.)
  • Стакан для титрования, стеклянный, 80 мл (20 шт.)
  • Колбы стеклянные, объем 250 мл (10 шт.)

 

Скачать в формате PDF

www.epac-service.ru

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения (рис. 14.2).

 
  Шестикомпонентный анализ пластовой воды

Рисунок 14.2 – Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды, потребности в воде ▼ Шестикомпонентный анализ пластовой воды и нефтеотдачи η во времени (по М.Л. Сургучеву)

1, 1’ – соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2, 2’, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая – экономии (возврат) воды.

 

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время на различных промыслах используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей); грунтовые (под русловые и артезианские); глубинные (нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг/л), небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей (глины или песка), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют пресные поверхностные воды. В Азербайджане и на полуострове Мангышлак – каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г/л.

Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от:

1) свойств продуктивного горизонта (пласта);

2) от его строения и неоднородности;

3) от типа закачиваемой жидкости;

4) от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде:

· невысокое содержание механических примесей;

· незначительное содержание эмульгированной нефти;

· коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

· отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов, инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода (СО2) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода (анаэробные бактерии), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатвосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/л сероводорода. Ионы сульфатов (SO42–) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают (кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем:

– частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

– кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

– повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

– кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

– набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

– снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/л, причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории (стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca2+), магния (Mg2+) и натрия (Na+) и отрицательные ионы хлора (Cl), сульфата (SO4 2–) и группы HSO3–. Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки

 

ЛЕКЦИЯ 15. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка нефтяных месторождений направляется и регулируется рядом проектных документов. В отечественной практике в настоящее время применяется принцип многостадийного проектирования: сначала проект пробной эксплуатации, затем технологическая схема, проект разработки и проект доразработки. В ходе эксплуатации залежи, в запроектированную систему разработки постоянно вносятся существенные изменения, обусловленные получением дополнительной промысловой информации, уточнением уровней добычи нефти и основных показателей разработки по мере детализации геологического строения эксплуатационного объекта.

В нефтяной промышленности России установлен единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. При этом принята следующая номенклатура проектных документов.

1. Принципиальная схема разработки. Ее составляют для месторождений, содержащих значительное количество объектов или самостоятельных площадей разработки (более 5 – 7 объектов или площадей разработки).

2. Технологическая схема разработки. Ее составляют для всех месторождений, вводимых в разработку.

3. Проект разработки. Его выполняют для всех месторождений, введенных в разработку.

4.Уточненный проект разработки. Его составляют для месторождений, представление о характеристиках которых изменились в процессе их разбуривания и начальной разработки или при необходимости резкого изменения уровней добычи углеводородов из месторождения.

5.Технологическая схема или проект опытно-промышленной разработки. Их составляют для испытания новой технологии извлечения углеводородов из месторождения.

При необходимости составляют проектные документы по пробной эксплуатации месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень.

В принципиальной и технологической схемах для вновь вводимых в разработку месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень. Определяется соответствующий набор технико-экономических и экономических показателей, оценивается текущая нефтеотдача и обводненность продукции, общие и капитальные удельные вложения, себестоимость, приведенные затраты. В принципиальной схеме отражают общую совокупность систем разработки отдельных крупных объектов разработки, оптимальное распределение капитальных вложений в эти объекты, последовательность их ввода в разработку, общий уровень добычи углеводородов из месторождения и срок выхода на этот уровень. В технологической схеме разработки обосновывается вид воздействия, система заводнения, схема размещения и плотность сетки скважин, оцениваются добывные возможности пластов (эксплуатационного объекта), решаются задачи, связанные с проектированием внешних коммуникаций, мощностей первичной обработки нефти, обустройства промыслов и т. д.

В проекте разработки сопоставляют проектные показатели разработки месторождения, полученные в результате выполнения принципиальной и технологической схем, с фактическими показателями разработки месторождения в начальной стадии; уточняют исходные данные для составления проекта; уточняют и согласовывают с планирующими органами уровень добычи углеводородов из месторождения; изменяют в случае целесообразности и возможности систему и технологию разработки месторождения. В проекте более основательно прорабатывают вопросы эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Проект опытно-промышленных работ по испытанию нового метода извлечения нефти из недр содержат, помимо обычных расчетов и решений, касающихся выбора объектов разработки, схемы расположения скважин, технологии воздействия на пласт, также основные результаты исследований, посвященных осуществлению данного нового метода разработки в конкретных пластовых условиях месторождения, для которого составлен проектный документ. Особое внимание уделяется в нем точному определению технологических показателей, чтобы получить достоверные сведения об эффективности испытуемого метода извлечения из недр и сравнить его с традиционными методами разработки. Уточненный проект разработки по содержанию не отличается от обычного, кроме анализа причин несоответствия результатов прежнего проекта результатам фактической разработки, если такое несоответствие имело место.

Методической основой при составлении проектной документации по разработке новых месторождений и повышению эффективности длительно разрабатываемых объектов являются результаты современных теоретических исследований по фильтрации двух- и трехфазных систем в неоднородных пластах и материалы обобщения опыта разработки. Так при проектировании новых месторождений Западной Сибири широко использовался богатый опыт разработки объектов Урало-Поволжья.

Проектный документ на процесс разработки является некоторой моделью, приближенно отражающей действительные условия и процессы, происходящие в недрах. Поэтому фактические и проектные показатели разработки не всегда совпадают. Проектные и фактические показатели сравниваются между собой при анализе состояния разработки месторождений, в исследованиях по авторскому надзору за внедрением технологических схем и проектов разработки и в работах оперативного порядка.

Всего существует три основные группы причин, вызывающих расхождения проектных и фактических показателей.

1. Ошибки в исходных данных при проектировании, обусловленные ограниченным количеством фактического материала, невысокой достоверностью принятых значений параметров пластов, насыщающих их флюидов и т. д. Относительное влияние ошибок этого типа уменьшается по мере накопления дополнительной информации и учета изменения представлений о пласте (объекте разработки) в последующих проектных документах. Практически избежать этих ошибок нельзя. Их можно уменьшить путем совершенствования методов изучения пластов, увеличения количества и качества исходной геолого-промысловой информации.

2. Несовершенство применяемых моделей и расчетов. Избежать полностью этих ошибок даже теоретически нельзя. Никакая модель (математическая, физическая, геологическая, гидродинамическая) не может полностью отразить и учесть реальные природные условия подземного резервуара и сложные условия фильтрации жидкости в неоднородных средах. Точность моделей можно повысить путем:

– унификации существующих методов расчетов и выбора наиболее приемлемых из них для конкретных условий эксплуатационного объекта;

– развитием существующих и созданием новых расчетных методик и методов, наиболее полно учитывающих реальные особенности пласта и условия фильтрации в них жидкостей при различных системах воздействия;

– создания и внедрения более гибких систем разработки, обеспечивающих как возможность полного использования естественной энергии пластов, так и позволяющих без значительных затрат средств и времени осуществлять дополнительные мероприятия по совершенствованию разработки и увеличению коэффициентов извлечения нефти.

3. Организационно-технические причины.

4. Невыполнение или несвоевременное выполнение нефтедобывающими предприятиями рекомендаций проекта, запаздывание сроков (против проектных) разбуривания месторождения, ввода скважин в эксплуатацию, организации системы ППД, отставание с объемами закачки воды при заводнении и др. Эти недостатки объясняются отставанием в обустройстве промыслов, нехваткой буровых станков, отсутствием необходимых мощностей обессоливающих и деэмульсионных установок, некомплектностью насосного оборудования, трудностями транспорта нефти и т. д.

Перечисленные причины играют доминирующую роль на ранних стадиях разработки месторождений. Именно они вызывают существенные отклонения фактических показателей разработки от проектных.

Проектные решения по разработке каждого нефтяного месторождения готовят в нескольких вариантах. Из числа возможных наиболее эффективных выбирают три основных варианта, различающиеся уровнями добычи нефти, нефтеотдачей, материальными, денежными и трудовыми затратами. Указанные варианты могут отличаться системами и технологиями разработки месторождения. Наряду с предлагаемыми в проектном документе описывают также вариант разработки методом, которым разрабатывались ранее аналогичные месторождения. Такой вариант называется базовым. Его используют для сравнения эффективности разработки месторождения с предлагаемым и ранее применявшимся методом. Вариант, наиболее удовлетворяющий решению задачи перспективного развития нефтяной промышленности страны и имеющий лучшие технико-экономические и экономические показатели, принимают к реализации.

 

helpiks.org


Categories: Другое

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте как обрабатываются ваши данные комментариев.

Adblock
detector