способ водопользования при добыче нефти. Вода при добыче нефти


Способ водопользования при добыче нефти

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях. Техническим результатом изобретения является повышение надежности и эффективности системы водоснабжения и утилизации сточных вод при добыче нефти. Водоснабжение системы поддержания пластового давления организуется на участках размещения нагнетательных скважин путем забора воды из высокоминерализованного подземного пласта, а вся сточная вода утилизируется на объектах сброса воды путем закачки в водопоглощающие пласты. 1 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти на нефтяных месторождениях.

На поздних стадиях добычи нефти на нефтяных месторождениях количество используемых вод превышает объем добычи нефти в 8-9 раз и затраты на водопользование составляют основную часть затрат при добыче нефти. Наиболее распространенным способом водопользования является замкнутый цикл использования вод (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М., Недра, 1983, с.54), что означает закачку воды в систему поддержания пластового давления, добываемой вместе с нефтью. Известный способ малоэффективен из-за громоздкой системы оборотного водоснабжения. Известен способ водопользования при добыче нефти, по которому сточная вода, отделенная от нефти в отстойниках на дожимной насосной станции, подается на кустовую насосную станцию, а затем - в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Сюда же направляется и сточная вода с центрального пункта подготовки нефти. Таким образом, сточная вода, добываемая вместе с нефтью и подготовленная соответствующим образом, т.е. очищенная от нефти и механических примесей, подается в систему поддержания пластового давления (РД 39-01-0148311-605-86, М., Миннефтепром, 1986, с.13, п.2.1.3.4. ). Такой способ водопользования, включающий водоснабжение и утилизацию сточных вод, имеет ряд недостатков: требуется широко развитая сеть водоводов на нефтяном месторождении, необходимо очищать сточную воду до высокой степени очистки от нефти и механических примесей, в очистных аппаратах вода насыщается кислородом воздуха, что повышает коррозионную активность воды, происходит смешение вод различных пластов, имеющих различные свойства, что приводит к образованию различных нерастворимых солей в виде механических примесей. Задачей данного технического решения является повышение надежности и эффективности водопользования при добыче нефти. Поставленная задача решается тем, что в известном способе водопользования при добыче нефти, включающем закачку воды в нагнетательные скважины, отделение сточных вод от нефти и их утилизацию, согласно изобретению для поддержания пластового давления в нагнетательные скважины закачивают высокоминерализованную воду из водоносного пласта на площади размещения нагнетательных скважин, а сточную воду после отделения от нефти утилизируют путем закачки в поглощающий пласт на объектах сброса сточных вод. Закачка в нагнетательные скважины высокоминерализованной воды из водоносного пласта на площади размещения нагнетательных скважин обеспечивает закачку в пласт чистой воды без больших затрат на ее очистку, в воде оказывается меньше кислорода, при этом предотвращается образование в нефтяном пласте коррозионно-активного сероводорода, кроме того в высокоминерализованной воде не могут существовать сульфатвосстанавливающие бактерии. Все эти факторы значительно снижают коррозию подземного и наземного оборудования при добыче нефти, что повышает надежность и экономическую эффективность всей системы добычи нефти. Утилизация сточной воды, добываемой вместе с нефтью из пласта, путем закачки в поглощающий пласт, упрощает технологию подготовки этой воды под закачку, так как закачка в поглощающий водоносный пласт не требует высокий степени очистки, как в случае закачки воды в нефтеносный пласт, кроме того, при смешении вод различных пластов не происходит никаких осложнений, при этом уменьшаются затраты на очистку и утилизацию вод. Предлагаемый способ водопользования при добыче нефти может быть реализован на отдельно взятом месторождении, используя данные геологических исследований при бурении скважин на данной площади. Необходимыми условиями являются наличие высокоминерализованного водоносного пласта для забора воды и поглощающего пласта для закачки сточной воды. Для этих целей могут быть использованы любые пробуренные скважины на данной площади путем вскрытия перфорацией колонны скважины водоносного или поглощающего пласта и изоляции других пластов. В зависимости от дебита воды и необходимого количества закачки воды в нагнетательные скважины для забора воды могут быть использованы несколько скважин. При этом целесообразно выбирать скважину для забора воды максимально ближе к нагнетательным скважинам, чтобы уменьшить длину водоводов в системе поддержания пластового давления. А для закачки сточной воды в поглощающий пласт скважина должна выбираться на площадях объекта предварительного сброса вод и объекта подготовки нефти и сброса вод, также с целью уменьшения длины водоводов на участке утилизации сточных вод. Таким образом, предлагаемый способ реализуется следующим образом. На отдельно взятой площади нефтяного месторождения, по данным геологических исследований, при бурении нефтедобывающих и нагнетательных скважин максимально близко к нагнетательным скважинам выбираются водозаборные скважины, в которых вскрывается высокоминерализованный водоносный пласт, скважина оборудуется насосом для откачки воды до кустовой насосной станции высокого давления. Тогда и готова система водоснабжения группы нагнетательных скважин. На участке утилизации сточных вод также используют существующие скважины или бурят дополнительную скважину и вскрывают водопоглощающий пласт. При использовании для отстоя водонефтяной эмульсии высокоэффективных отстойников (например, по патенту РФ 2077918, кл. В 01 D 17/028, оп. 27.04.97 или по патенту РФ 2089259, кл. В 01 D 17/00, оп. 10.09.97) достигается достаточная очистка сточной води для закачки в поглощающий пласт. Сточная вода непосредственно из отстойника закачивается в поглощающий пласт. Предлагаемый способ водопользования при добыче нефти включает два самостоятельных участка: участок забора и закачки пластовой воды в нагнетательные скважины и участок утилизации сточной воды от отстойников до поглощающих скважин. При этом значительно сокращаются длина водоводов но сравнению со схемой, традиционно используемой на практике, так как сточная вода от пунктов подготовки нефти не возвращается до нагнетательных скважин, находящихся на значительном расстоянии. Реализация предлагаемого способа водопользования при добыче нефти решает поставленную задачу повышения надежности и эффективности водоснабжения и утилизации сточных вод при добыче нефти как результат снижения коррозионного разрушения подземного и наземного оборудования, снижения затрат на очистку вод, водоводов, на различные дорогостоящие реагенты, ингибиторы коррозии и т.д.

Формула изобретения

1. Способ водопользования при добыче нефти, включающий закачку воды в нагнетательные скважины, отделение сточной воды от нефти и ее утилизацию, отличающийся тем, что для поддержания пластового давления в нагнетательные скважины закачивают высокоминерализованную воду из водоносного пласта на площади размещения нагнетательных скважин, а сточную воду после отделения нефти утилизируют путем закачки в поглощающий пласт на объектах сброса сточных вод. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после выбора скважин для забора воды из водоносного пласта и скважин для закачки сточных вод в этих скважинах вскрывают соответственно водоносный или поглощающий пласт.

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяной залежи, и предназначено для увеличения нефтеотдачи пластов этой залежи с разной проницаемостью

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых слоистой неоднородностью залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяной залежи, и предназначено для увеличения нефтеотдачи пластов этой залежи с разной проницаемостью

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых зональной и слоистой неоднородностью залежи с коэффициентом расчлененности до 5 и более

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи в моменты уплотнения сетки добывающих и нагнетательных скважин, бурении новых скважин на новых участках залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи в сложных геологических условиях, характеризуемых зональной и слоистой неоднородностью залежи

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластового нефтяного месторождения с неравномерной степенью коллекторских свойств вмещающих пород в поздней стадии его эксплуатации

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке сложнопостроенной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи многопластовых эксплуатационных объектов с разнопроницаемыми пластами

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для управления системой поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородной нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для реализации водогазового воздействия при повышении нефтеотдачи пластов

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в первую очередь с трудноизвлекаемыми запасами (низкопроницаемые коллекторы, недонасыщенные и сложнопостроенные залежи), и может быть использовано в нефтяной промышленности

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может найти применение при разработке объектов с большим количеством скважин и продолжительным сроком эксплуатации

Изобретение относится к нефтяной промышленности, может быть использовано при разработке обводненной залежи на поздней стадии и обеспечивает увеличение полноты извлечения запасов нефти и повышение ее текущей добычи

Изобретение относится к способу добычи нефти заводнением с использованием большеобъемных закачек в продуктивный пласт водной эмульсионно-суспензионной системы (ВЭСС)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано в системе поддержания пластового давления путем закачки жидкостей в нефтеносные пласты

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях

www.findpatent.ru

способ водопользования при добыче нефти - патент РФ 2186205

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях. Техническим результатом изобретения является повышение надежности и эффективности системы водоснабжения и утилизации сточных вод при добыче нефти. Водоснабжение системы поддержания пластового давления организуется на участках размещения нагнетательных скважин путем забора воды из высокоминерализованного подземного пласта, а вся сточная вода утилизируется на объектах сброса воды путем закачки в водопоглощающие пласты. 1 з.п.ф-лы. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти на нефтяных месторождениях. На поздних стадиях добычи нефти на нефтяных месторождениях количество используемых вод превышает объем добычи нефти в 8-9 раз и затраты на водопользование составляют основную часть затрат при добыче нефти. Наиболее распространенным способом водопользования является замкнутый цикл использования вод (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М., Недра, 1983, с.54), что означает закачку воды в систему поддержания пластового давления, добываемой вместе с нефтью. Известный способ малоэффективен из-за громоздкой системы оборотного водоснабжения. Известен способ водопользования при добыче нефти, по которому сточная вода, отделенная от нефти в отстойниках на дожимной насосной станции, подается на кустовую насосную станцию, а затем - в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Сюда же направляется и сточная вода с центрального пункта подготовки нефти. Таким образом, сточная вода, добываемая вместе с нефтью и подготовленная соответствующим образом, т.е. очищенная от нефти и механических примесей, подается в систему поддержания пластового давления (РД 39-01-0148311-605-86, М., Миннефтепром, 1986, с.13, п.2.1.3.4. ). Такой способ водопользования, включающий водоснабжение и утилизацию сточных вод, имеет ряд недостатков: требуется широко развитая сеть водоводов на нефтяном месторождении, необходимо очищать сточную воду до высокой степени очистки от нефти и механических примесей, в очистных аппаратах вода насыщается кислородом воздуха, что повышает коррозионную активность воды, происходит смешение вод различных пластов, имеющих различные свойства, что приводит к образованию различных нерастворимых солей в виде механических примесей. Задачей данного технического решения является повышение надежности и эффективности водопользования при добыче нефти. Поставленная задача решается тем, что в известном способе водопользования при добыче нефти, включающем закачку воды в нагнетательные скважины, отделение сточных вод от нефти и их утилизацию, согласно изобретению для поддержания пластового давления в нагнетательные скважины закачивают высокоминерализованную воду из водоносного пласта на площади размещения нагнетательных скважин, а сточную воду после отделения от нефти утилизируют путем закачки в поглощающий пласт на объектах сброса сточных вод. Закачка в нагнетательные скважины высокоминерализованной воды из водоносного пласта на площади размещения нагнетательных скважин обеспечивает закачку в пласт чистой воды без больших затрат на ее очистку, в воде оказывается меньше кислорода, при этом предотвращается образование в нефтяном пласте коррозионно-активного сероводорода, кроме того в высокоминерализованной воде не могут существовать сульфатвосстанавливающие бактерии. Все эти факторы значительно снижают коррозию подземного и наземного оборудования при добыче нефти, что повышает надежность и экономическую эффективность всей системы добычи нефти. Утилизация сточной воды, добываемой вместе с нефтью из пласта, путем закачки в поглощающий пласт, упрощает технологию подготовки этой воды под закачку, так как закачка в поглощающий водоносный пласт не требует высокий степени очистки, как в случае закачки воды в нефтеносный пласт, кроме того, при смешении вод различных пластов не происходит никаких осложнений, при этом уменьшаются затраты на очистку и утилизацию вод. Предлагаемый способ водопользования при добыче нефти может быть реализован на отдельно взятом месторождении, используя данные геологических исследований при бурении скважин на данной площади. Необходимыми условиями являются наличие высокоминерализованного водоносного пласта для забора воды и поглощающего пласта для закачки сточной воды. Для этих целей могут быть использованы любые пробуренные скважины на данной площади путем вскрытия перфорацией колонны скважины водоносного или поглощающего пласта и изоляции других пластов. В зависимости от дебита воды и необходимого количества закачки воды в нагнетательные скважины для забора воды могут быть использованы несколько скважин. При этом целесообразно выбирать скважину для забора воды максимально ближе к нагнетательным скважинам, чтобы уменьшить длину водоводов в системе поддержания пластового давления. А для закачки сточной воды в поглощающий пласт скважина должна выбираться на площадях объекта предварительного сброса вод и объекта подготовки нефти и сброса вод, также с целью уменьшения длины водоводов на участке утилизации сточных вод. Таким образом, предлагаемый способ реализуется следующим образом. На отдельно взятой площади нефтяного месторождения, по данным геологических исследований, при бурении нефтедобывающих и нагнетательных скважин максимально близко к нагнетательным скважинам выбираются водозаборные скважины, в которых вскрывается высокоминерализованный водоносный пласт, скважина оборудуется насосом для откачки воды до кустовой насосной станции высокого давления. Тогда и готова система водоснабжения группы нагнетательных скважин. На участке утилизации сточных вод также используют существующие скважины или бурят дополнительную скважину и вскрывают водопоглощающий пласт. При использовании для отстоя водонефтяной эмульсии высокоэффективных отстойников (например, по патенту РФ 2077918, кл. В 01 D 17/028, оп. 27.04.97 или по патенту РФ 2089259, кл. В 01 D 17/00, оп. 10.09.97) достигается достаточная очистка сточной води для закачки в поглощающий пласт. Сточная вода непосредственно из отстойника закачивается в поглощающий пласт. Предлагаемый способ водопользования при добыче нефти включает два самостоятельных участка: участок забора и закачки пластовой воды в нагнетательные скважины и участок утилизации сточной воды от отстойников до поглощающих скважин. При этом значительно сокращаются длина водоводов но сравнению со схемой, традиционно используемой на практике, так как сточная вода от пунктов подготовки нефти не возвращается до нагнетательных скважин, находящихся на значительном расстоянии. Реализация предлагаемого способа водопользования при добыче нефти решает поставленную задачу повышения надежности и эффективности водоснабжения и утилизации сточных вод при добыче нефти как результат снижения коррозионного разрушения подземного и наземного оборудования, снижения затрат на очистку вод, водоводов, на различные дорогостоящие реагенты, ингибиторы коррозии и т.д.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ водопользования при добыче нефти, включающий закачку воды в нагнетательные скважины, отделение сточной воды от нефти и ее утилизацию, отличающийся тем, что для поддержания пластового давления в нагнетательные скважины закачивают высокоминерализованную воду из водоносного пласта на площади размещения нагнетательных скважин, а сточную воду после отделения нефти утилизируют путем закачки в поглощающий пласт на объектах сброса сточных вод. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после выбора скважин для забора воды из водоносного пласта и скважин для закачки сточных вод в этих скважинах вскрывают соответственно водоносный или поглощающий пласт.

www.freepatent.ru

Способ водопользования при добыче нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях. Техническим результатом изобретения является повышение надежности и эффективности системы водоснабжения и утилизации сточных вод при добыче нефти. Водоснабжение системы поддержания пластового давления организуется на участках размещения нагнетательных скважин путем забора воды из высокоминерализованного подземного пласта, а вся сточная вода утилизируется на объектах сброса воды путем закачки в водопоглощающие пласты. 1 з.п.ф-лы.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти на нефтяных месторождениях. На поздних стадиях добычи нефти на нефтяных месторождениях количество используемых вод превышает объем добычи нефти в 8-9 раз и затраты на водопользование составляют основную часть затрат при добыче нефти. Наиболее распространенным способом водопользования является замкнутый цикл использования вод (Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М., Недра, 1983, с.54), что означает закачку воды в систему поддержания пластового давления, добываемой вместе с нефтью. Известный способ малоэффективен из-за громоздкой системы оборотного водоснабжения. Известен способ водопользования при добыче нефти, по которому сточная вода, отделенная от нефти в отстойниках на дожимной насосной станции, подается на кустовую насосную станцию, а затем - в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Сюда же направляется и сточная вода с центрального пункта подготовки нефти. Таким образом, сточная вода, добываемая вместе с нефтью и подготовленная соответствующим образом, т.е. очищенная от нефти и механических примесей, подается в систему поддержания пластового давления (РД 39-01-0148311-605-86, М., Миннефтепром, 1986, с.13, п.2.1.3.4. ). Такой способ водопользования, включающий водоснабжение и утилизацию сточных вод, имеет ряд недостатков: требуется широко развитая сеть водоводов на нефтяном месторождении, необходимо очищать сточную воду до высокой степени очистки от нефти и механических примесей, в очистных аппаратах вода насыщается кислородом воздуха, что повышает коррозионную активность воды, происходит смешение вод различных пластов, имеющих различные свойства, что приводит к образованию различных нерастворимых солей в виде механических примесей. Задачей данного технического решения является повышение надежности и эффективности водопользования при добыче нефти. Поставленная задача решается тем, что в известном способе водопользования при добыче нефти, включающем закачку воды в нагнетательные скважины, отделение сточных вод от нефти и их утилизацию, согласно изобретению для поддержания пластового давления в нагнетательные скважины закачивают высокоминерализованную воду из водоносного пласта на площади размещения нагнетательных скважин, а сточную воду после отделения от нефти утилизируют путем закачки в поглощающий пласт на объектах сброса сточных вод. Закачка в нагнетательные скважины высокоминерализованной воды из водоносного пласта на площади размещения нагнетательных скважин обеспечивает закачку в пласт чистой воды без больших затрат на ее очистку, в воде оказывается меньше кислорода, при этом предотвращается образование в нефтяном пласте коррозионно-активного сероводорода, кроме того в высокоминерализованной воде не могут существовать сульфатвосстанавливающие бактерии. Все эти факторы значительно снижают коррозию подземного и наземного оборудования при добыче нефти, что повышает надежность и экономическую эффективность всей системы добычи нефти. Утилизация сточной воды, добываемой вместе с нефтью из пласта, путем закачки в поглощающий пласт, упрощает технологию подготовки этой воды под закачку, так как закачка в поглощающий водоносный пласт не требует высокий степени очистки, как в случае закачки воды в нефтеносный пласт, кроме того, при смешении вод различных пластов не происходит никаких осложнений, при этом уменьшаются затраты на очистку и утилизацию вод. Предлагаемый способ водопользования при добыче нефти может быть реализован на отдельно взятом месторождении, используя данные геологических исследований при бурении скважин на данной площади. Необходимыми условиями являются наличие высокоминерализованного водоносного пласта для забора воды и поглощающего пласта для закачки сточной воды. Для этих целей могут быть использованы любые пробуренные скважины на данной площади путем вскрытия перфорацией колонны скважины водоносного или поглощающего пласта и изоляции других пластов. В зависимости от дебита воды и необходимого количества закачки воды в нагнетательные скважины для забора воды могут быть использованы несколько скважин. При этом целесообразно выбирать скважину для забора воды максимально ближе к нагнетательным скважинам, чтобы уменьшить длину водоводов в системе поддержания пластового давления. А для закачки сточной воды в поглощающий пласт скважина должна выбираться на площадях объекта предварительного сброса вод и объекта подготовки нефти и сброса вод, также с целью уменьшения длины водоводов на участке утилизации сточных вод. Таким образом, предлагаемый способ реализуется следующим образом. На отдельно взятой площади нефтяного месторождения, по данным геологических исследований, при бурении нефтедобывающих и нагнетательных скважин максимально близко к нагнетательным скважинам выбираются водозаборные скважины, в которых вскрывается высокоминерализованный водоносный пласт, скважина оборудуется насосом для откачки воды до кустовой насосной станции высокого давления. Тогда и готова система водоснабжения группы нагнетательных скважин. На участке утилизации сточных вод также используют существующие скважины или бурят дополнительную скважину и вскрывают водопоглощающий пласт. При использовании для отстоя водонефтяной эмульсии высокоэффективных отстойников (например, по патенту РФ 2077918, кл. В 01 D 17/028, оп. 27.04.97 или по патенту РФ 2089259, кл. В 01 D 17/00, оп. 10.09.97) достигается достаточная очистка сточной води для закачки в поглощающий пласт. Сточная вода непосредственно из отстойника закачивается в поглощающий пласт. Предлагаемый способ водопользования при добыче нефти включает два самостоятельных участка: участок забора и закачки пластовой воды в нагнетательные скважины и участок утилизации сточной воды от отстойников до поглощающих скважин. При этом значительно сокращаются длина водоводов но сравнению со схемой, традиционно используемой на практике, так как сточная вода от пунктов подготовки нефти не возвращается до нагнетательных скважин, находящихся на значительном расстоянии. Реализация предлагаемого способа водопользования при добыче нефти решает поставленную задачу повышения надежности и эффективности водоснабжения и утилизации сточных вод при добыче нефти как результат снижения коррозионного разрушения подземного и наземного оборудования, снижения затрат на очистку вод, водоводов, на различные дорогостоящие реагенты, ингибиторы коррозии и т.д.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ водопользования при добыче нефти, включающий закачку воды в нагнетательные скважины, отделение сточной воды от нефти и ее утилизацию, отличающийся тем, что для поддержания пластового давления в нагнетательные скважины закачивают высокоминерализованную воду из водоносного пласта на площади размещения нагнетательных скважин, а сточную воду после отделения нефти утилизируют путем закачки в поглощающий пласт на объектах сброса сточных вод. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после выбора скважин для забора воды из водоносного пласта и скважин для закачки сточных вод в этих скважинах вскрывают соответственно водоносный или поглощающий пласт.

bankpatentov.ru

Без названия — Зачем в нефтяные пласты закачивают воду. ЛЕКЦИЯ 15

1. Разработка водонефтяных зон. Водяные конуса.

2. Потребность в воде, ее подготовка для заводнения нефтяных месторождений.

РАЗАРБОТКА ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН

Значительная часть запасов нефти месторождений сосредоточена в водонефтя-ных зонах. Доля запасов в ВНЗ колеблется от 15 до 100%, т.е. имеются нефтяные залежи, которые всюду подстилаются подошвенной водой. Практика разработки показала, что эффективность разработки месторождения в целом во многом зависит от эффективности разработки водонефтяных зон.

Отличительная особенность процесса разработки водонефтяных зон в монолитных пластах – то, что течение нефти и воды в них носит сложный пространственный характер. Подошвенная вода поднимается в виде конуса к интервалу перфорации, ввиду чего имеет место обводнение скважин до предельной

обводненности при слабой выработке пластов.

Разработка ВНЗ требует также особых техно-

логических условий по сравнению с разработ-

кой чисто нефтяных частей залежи – надежного

вскрытия пластов, хорошей изоляции заколон-

ного пространства скважины, установления ограниченных депрессий или дебитов на пласт.

Если принять, что вскрытая часть пласта равна половине его нефтенасыщенной толщины, то предельный безводный дебит скважины определяется по следующей формуле:

qпр.= ПКh3н (в – н)

µн n Rк

Чс

где К – проницаемость, hн – толщина слоя нефти в пласте, вн;

н – плотность воды и нефти в пластовых условиях, µн – вязкость нефти в пластовых условиях, Rк – половина расстояния между скважинами, Чс – радиус скважины.

Приведенная формула пригодна только для однородного пласта. Однако, подавляю-щее большинство продуктивных пластов обладает свойством анизотропности, т.е. их проницаемость вдоль напластования значительно больше, чем поперек напластова-ния. За счет анизотропности qпр. Могут быть значительно больше. Еще более важную роль играет расчлененность пласта непроницаемыми пропластками. Если между нижней дырой фильтра и ВНК расположен глинистый пропласток, то процесс конусообразования становится невозможным. Поэтому в ВНЗ перфорацию скважины всегда осуществляют таким образом, что иметь непроницаемый пропласток между ВНК и фильтром.

Эффективность разработки нефтяных залежей, имеющих обширные ВНЗ, Значительно ниже, чем у залежей с небольшими ВНЗ. Из ВНЗ добываются, как правило, большие объемы попутной воды, а конечная нефтеотдача оказывается более низкой, чем для чисто нефтяных зон.

При разработке ВНЗ необходимо стремиться обеспечить эти зоны автономным воздействием, обеспечивающим преобладание послойного течения жидкостей в условиях неоднородных расчлененных коллекторов.

Выделяются следующие типы нефтяных залежей с ВНЗ и рекомендуемые для них системы разработки:

- залежи с относительно малыми ВНЗ, не более 20-25% площади, они не требуют бурения специальных добывающих скважин в ВНЗ;

- Залежи с большой ВНЗ, до 40-50% площади, на которых необходимо размещать самостоятельные добывающие скважины без специального заводнения их;

- Залежи, имеющие обширные ВНЗ, более 50% площади. Это обычно такие нефтяные месторождения, размеры ВНЗ которых требуют специального подхода к их разработки. На этих залежах отдельные участки ВНЗ должны быть отрезаны от нефтяной части залежи и разработка их должна производится самостоятельно.

Практика показала, что разработка обширных ВНЗ самостоятельной сеткой скважин и со своей системой заводнения позволяет значительно улучшить показатели извлечения нефти, но показатели остаются все же ниже, достигаемых на чисто нефтяных участках залежей.

Следует также отметить, что в сильно расчлененных продуктивных пластах в качестве ВНЗ следует выделять лишь небольшие участки в пропластках, где нефть непосредственно контактирует с пластовой водой.

Отключение обводненных скважин. Прекращение заводнения.

При вытеснении нефти из пластов водой обводнение продуктивных скважин – явление естественное и неизбежное. Вместе с тем отбор больших объемов воды из добывающих скважин во всех отношениях нежелателен. В связи с этим встает проблема о величине обводненности скважин внешних рядов, выше которой эксплуатировать скважины нецелесообразно.

Анализ характеристик вытеснения показывает, что отключение наиболее обводненных скважин улучшает ход характеристик вытеснения, т.е. повышает эффективность процесса вытеснения. Однако, опыт разработки нефтяных место-рождений показал, что при выключении малообводненных скважин внешних рядов в сильно неоднородных прерывистых пластах скважины стягивающих рядов не могут обеспечить эффективного дренирования их зон, вследствие чего остаются нефтяные целики. Поэтому в настоящее время при применении пяти и трехрядных систем разработки рекомендуется эксплуатацию скважин внешних рядов продолжать до обводненности 80-90%, а внутренних – до предельной (97-99%).

Только если продуктивный пласт сравнительно однороден, непрерывен и обладает высокой продуктивностью, а залежь содержит нефть невысокой вязкости в пластовых условиях, допустима консервация внешних рядов добывающих скважин при малой степени обводненности добываемой продукции. Такое прекращение эксплуатации скважин при малой обводненности позволяет значительно сократить количество добываемой из пласта воды. Примерами такой разработки служат пласт Д-II Дмитриевского месторождения Самарской области и пласт Б8 Самотлорского месторождения Западной Сибири.

При искусственном заводнении месторождений возникает вопрос о том, когда надо его прекращать: в самом конце разработки месторождений вместе с прекращением добычи нефти или раньше? Практически по большинству нефтяных месторождений заводнение залежей, особенно внутриконтурное, продолжается до конца их разработки, так как отбор высокообводненной жидкости из скважин при низких пластовых давлениях весьма затруднен. Кроме того, на конечной стадии разработки обычно является весьма эффективным форсированный отбор жидкости из пласта, что также требует поддержания высоких пластовых давлений. Лишь в редких случаях оказывается технически возможно и экономически эффективно прекращать в поздней стадии разработки заводнение месторождения и продолжать эксплуатацию при низких пластовых давлениях, вплоть до частичного разгазирования нефти в пласте. Это возможно, если технические средства позволяют эксплуатировать обвод-ненные скважины со свободным газом на их забоях и поддерживать экономически рентабельный темп добычи нефти.

Потребность и подготовка воды для заводнения нефтяных залежей

Нефтедобывающая промышленность – крупнейший потребитель воды. Только в России и США в пласты закачивается более 3 млрд. м3 воды ежегодно.

В начале разработки нефтяной залежи вода закачивается пласт из поверхност-ных источников через специальные скважины под большим давлением (5-30 МПа). Вода, закачанная в пласты, вытесняя нефть к добывающим скважинам, прорывается в них по высокопроницаемым слоям, а затем длительное время отбирается вместе с нефтью в постоянно поднимающих объемах. За весь период разработки нефтяных месторождений при заводнении из пластов обычно извлекается вода в несколько раз больше, чем нефти. А для поддержания давления в пластах объем закачиваемой воды должен компенсировать не только извлекаемую нефть, но и воду.

Объем закачиваемой в пласты воды для обеспечения водонапорного режима разработки вначале возрастает до уровня, в 1,7-2,0 раза превышающего максималь-ный отбор нефти, а затем снижается вместе с падением добычи нефти. К моменту достижения предела экономической рентабельности разработки месторождения воды в пласт закачивается в 3-5 раз больше, чем отобрано нефти из пластов, а воды извлекается в 2-4 раза больше, чем нефти.

Отношение Vзак. называется текущей компенсацией отбора жидкости

Vн+Vв

Здесь Vзак., Vн, Vв – соответственно объем закачки, нефти и воды в пластовых условиях, так как вода практически несжимаема, то в пластовые условия приводится только нефть. Необходимо, чтобы текущая компенсация отбора закачкой была равна единице, а с учетом потерь закачиваемой воды – 1,1-1,3. Иногда пользуются еще понятием суммарной компенсации добычи жидкости закачкой, равной Vзак.

Vн+Vв.

В настоящее время, воду, добываемую вместе с нефтью, стали соответствую-щим образом обрабатывать и вновь закачивать в нефтеносные пласты для поддержания давления. В результате этого потребности в воде резко сократились.

В принципе потребность в воде для заводнения нефтяных месторождений, составляющую 1,5-2,0 объема добытой нефти, уменьшить нельзя. Этот объем требуется для замещения нефти в пластовых условиях и будет необходим при любом самом эффективном методе разработки.

Очищенную от примесей воду с помощью насосов закачивают в нагнета-тельные скважины. Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст), поэтому и насосные станции называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. Принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/литр для низко-проницаемых пластов и 20 мг/литр для высокопроницаемых.

Система подготовки воды обычно включает следующие системы:

- фильтровальную для удаления из воды механических примесей;

- обескислороживания воды и удаления других коррозионно-активных газов;

- химической бактерицидной обработки воды для подавления бактерий;

- солевой обработки воды, которая должна предотвращать возможность образования нерастворимых осадков.

Добываемые из пласта воды в большинстве случаев требуют только очистки от эмульгированной нефти и взвешенных частиц.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5-10 МПа, а в ряде случаев – 15-20 МПа. Так как проницаемость в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы, при одном и том же давлении на устье расход закачиваемой в различные скважины воды, так назы-ваемая приемистость скважин, различна.

Согласно закону Дарси, приемистость скважин должна быть пропорциональна перепаду давления.

Средняя приемистость нагнетательной скважины:

qнаг. = 20 ПКвh (Рзн-Рн)

µв n н

ПЧс

где: Кв – фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне нагнетательной скважины, мкм2 (обычно Кв=0,5-0,6 К, где К – абсолютная проницаемость), h – толщина пласта, см, Рзн, Рн – соответственно давление на забое нагнетательной скважины и среднее давление на линии нагнетания, МПа;

Рзн = Рнас. + Н - Ртр

100

Н – средняя глубина скважины, м; Рнас. – давление на выкиде насосов, Ртр. – потери давления на трение в водоводах и стволе скважины, МПа. µв – вязкость нагнетаемой воды, – коэффициент, учитывающий загрязнение призабойной зоны, Чс – приведенный радиус нагнетательной скважины. н – расстояние между нагнетательными скважинами.

Однако, на практике приемистость нагнетательных скважин часто не подчи-няется линейному закону Дарси.

Обычно, при небольших перепадах давления зависимость приемистости от перепада давления близка к линейной, но при некотором перепаде давления рс*

приемистость начинает резко увеличиваться.

Это происходит по той причине, что при

перепаде давления рс* в призабойной зоне

скважины раскрываются трещины и эффектив-

ная проницаемость пласта в этой зоне резко

возрастает.

parableably.tumblr.com

Добыча нефти и газа

Природные воды являются одним из объектов нефтяного загрязнения и наряду с атмосферой и литосферой испытывают техногенное воздействие при разведке и добыче углеводородов. При этом, в первую очередь, происходит снижение качества вод в результате загрязнения нефтью, промысловыми стоками, химреагентами, буровыми растворами.

 

Величина мировых потерь нефтепродуктов составляет по различным оценкам несколько сот миллионов тонн в год, из них около 20 % ежегодно попадает в Мировой океан. При поступлении углеводородов в природные воды увеличиваются концентрации органических веществ и высокотоксичных продуктов (фенолов, нафтенов). Одновременно снижается скорость газообмена между водной средой и атмосферой. Растворимость нефти в воде является определяющим свойством в процессе загрязнения гидросферы. Увеличение этого показателя отмечается в следующей последовательности: парафины - нафтены - олефины - ароматические вещества.

Наивысшей растворимостью характеризуются более легкие нефтепродукты, Максимальное суммарное содержание растворенных ароматических углеводородов в воде может достигать 1,5 г/л.

Одним из распространенных представителей полициклических ароматических углеводородов является бензпирен, обладающий сильным канцерогенным действием, ПДК которого в воде установлено в 0,05 мкг/л.

Присутствие нефти и нефтепродуктов в природных водах, превышающее ПДК, как правило, сокращает или полностью исключает практическое использование последних. В табл. 2.1 приведены сведения по ПДК загрязнителей нефтяного происхождения в различных объектах водопользования.

Поступление нефти в океан приводит к сокращению и ухудшению биологических и рекреационных морских ресурсов. Площадь загрязнения от разлива 1 т нефти при толщине пленки несколько сотых микрометра может составить более 30 км2 .

Таблица 2.1

Предельно допустимые концентрации нефтепродуктов в природных водах

Наименование загрязнителя
ПДК, мг/л

Хозяйственно-питьевые водоемы

Рыбохозяйственные объекты

Нефть и нефтепродукты

0.3

0.05

Нефть высокосернистая

0,1

-

Этилен

0.5

-

Мазут

0,3

-

Бензин топливный в расчете на углерод

0,1

-

Керосин в расчете на углерод

0.1

-

Нафтеновые кислоты

0.3

-

Бензол

0.5

0.5

Масло соляровое

-

0.01

Интенсивность процессов самоочищения зависит от климатических условий регионаи от свойств самой нефти. Миграция нефти и нефтепродуктов в водной среде осуществляется в пленочной, эмульгированной и растворенной формах, а также в виде нефтяных агрегатов. Донные осадки аккумулируют нефть, однако этот процесс нельзя рассматривать как самоочищение акваторий. В этом случае разложение сорбированных углеводородов происходит значительно медленнее, чем в водной среде. Кроме того, на контакте среды и русловых отложений устанавливается динамическое равновесие и осадки могут служить повторным источником загрязнения водоема.

Известна прямая связь между температурным режимом и деятельностью микрофлоры, очищающей воду от нефти. Наиболее эффективно процессы самоочищения проходят в районах экваториального шельфа и гораздо медленнее на глубоководных акваториях и в приполярных морях, где нефть может сохраняться в растворенном состоянии или в виде эмульсии на водной поверхности в течение нескольких десятков лет.

Аналогичные закономерности наблюдаются и при поступлении нефти в речную сеть. По данным Р.И.Медведского (1978 г.), в средней климатической зоне самоочищение рек от нефтяного загрязнения происходит на участке длиной 200-300 км, а в условиях Крайнего Севера для этой цели требуется 1500-2000 км. Такие протяженные путитранспортировки нефтяного загрязнения не исключают возможности поступления углеводородов в шельфовую зону Северного Ледовитого океана. Основными поставщиками нефтяного загрязнения океана служат поверхностные водотоки, протекающие через площади интенсивного хозяйственного освоения и сточные воды промышленных предприятий, расположенных в береговой зоне. Морской флот занимает второе место в статистических данных как источник поступления углеводородов и гидросферу.

Разведка и добыча нефти на континентальном шельфе также сопровождается техногенным загрязнением Мирового океана. По зарубежным оценкам, поступление нефти в океан из этого источника не превышает 200-300 тыс. т /год. Аварийные разливы наиболее часто происходят при испытаниях скважин и транспортировке углеводородного сырья по трубопроводам на береговые сборные пункты.

Для охраны гидросферы от нефтяного загрязнения большое распространение должны получить превентивные природоохранные мероприятия, снижающие или исключающие вероятность аварии при добыче и транспортировке углеводородного сырья. Они связаны с увеличением затрат на строительство судов, морских стационарных платформ н подводных трубопроводов, но их объем значительно меньше расходов на применение методов очистки воды и убытков от ухудшения биологических и рекреационных ресурсов Мирового океана.

Масштабность техногенного воздействия разведки и разработки месторождений углеводородов на подземные воды зависит от геологического строения, гидродинамических и термобарических условий, технологии эксплуатации нефтегазоводоносных комплексов.

Влияние техногенных факторов непосредственно сказывается на изменениях физико-химического состава и органолептических свойств грунтовых вод, а с некоторым запозданием во времени - и на качественных характеристиках подземных вод глубоких структурных горизонтов. Как следствие, гидрохимическая и температурная обстановка в водоносных горизонтах, сформированная под воздействием техногенных факторов, оказывает влияние на фильтрационные свойства пород. Экспериментальные данные свидетельствуют, что при изменении температуры от 20 до 80 ° С проницаемость глин возрастает на один или два порядка, что, в свою очередь, обусловливает увеличение скорости латеральной миграции подземных вод и вертикального водообмена.

При фильтрации воды, загрязненной нефтепродуктами, происходит их постоянное накопление во вмещающих породах. Вместе с тем, параллельно накоплению идут процессы разложения органических веществ с учетом реальной физико-химической обстановки в коллекторе.

Случаи нефтяного загрязнения широко распространены во многих промышленно развитых странах. Обычно на этот вид загрязнения приходится 30-40 % общего загрязнения подземных вод и по масштабам негативного воздействия нефть стоит в одном ряду с ведущими химическими загрязнителями - соединениями азота, серы, хлора и фосфора. Из отечественной и зарубежной практики известны примеры, когда подземные водозаборы были выведены из строя на десятки лет в результате загрязнения нефтепродуктами. На отдельных объектах загрязнение практически невозможно ликвидировать с приемлемыми технико-экономическими показателями. Эффективность борьбы с нефтяным загрязнением подземных вод в значительной степени снижается из-за недостаточной изученности механизма загрязнения нефтепродуктами и слабой разработанности методов его индикации.

Существенное влияние на загрязнение поверхностных и подземных вод оказывают попутные воды, которые извлекаются из продуктивного пласта на поверхность вместе с нефтью или газом. Наряду с высоким содержанием солей в этих водах присутствуют токсичные злементы (бор, литий, бром, стронций и др.) и органические вещества (нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры, бензол и др.). В попутных водах встречаются механические примеси, нефтепродукты, а также утяжелители и химреагенты, которые применяют в процессе бурения скважин

В настоящее время для нейтрализации воздействия сточных вод на окружающую среду применяется их естественное упаривание в прудах-испарителях и на полях фильтрации, закачка в глубокие поглощающие горизонты и заводнение продуктивных коллекторов для ППД.

Первые два способа используются ограниченно, так как косвенно влияют на загрязнение воздушной среды и подземных вод.

Наиболее приемлемым с экологических и экономических позиций является заводнение продуктивных горизонтов. Кроме повышения нефтеотдачи, ППД позволяет уменьшить вероятность изменения пространственного положения или разрушения залежей из-за увеличения градиентов напоров в продуктивных резервуарах.

В отечественной и зарубежной практике накоплен опыт захоронения промысловых сточных вод в глубокие поглощающие горизонты. Они должны иметь значительное площадное распространение, высокие емкостные и фильтрационные характеристики, быть приуроченными к зоне застойного или замедленного гидродинамического режима, обладать выдержанными водоупорами, исключающими гидравлическуто связь пласта-коллектора с другими водоносными горизонтами. Обязательным условием должна быть совместимость составов пластовых и закачиваемых вод. В противном случае происходит отложение солей в призабойной зоне нагнетательных скважин, что отрицательно сказывается на их приемистости. Участки размещения нагнетательных скважин необходимо располагать за пределами сейсмически активных районов.

Контроль за гидрогеологическими параметрами поглощающих горизонтов осуществляется с помощью наблюдательных скважин. Однако даже при соблюдении всех мер предосторожности, предъявляемых к системе нагнетания и поглощающему объекту, захоронение сточных вод в подземные горизонты представляет потенциальную опасность для геологической среды.

Наиболее рациональное использование подземных вод и рассолов, добываемых вместе с нефтью, возможно при заводнении продуктивных горизонтов для поддержания пластового давления. Применение системы ППД позволяет повысить нефтеотдачу пластов и темпы отбора нефти и, как следствие, сократить срок разработки месторождения. Кроме того, решается вопрос оборотного водоснабжения нефтедобывающих предприятий и сокращаются расходы на бурение поглощающих скважин. В настоящее время свыше 1,5 млрд. м3 пластовых вод откачивается из коллекторов вместе с нефтью, из них 90 % попутных вод находит применение в системах заводнения, а по отдельных объединениям этот показатель достигает 95-100 %. Благодаря утилизации этих вод, в оборотном водоснабжении частично компенсируется расход пресных вод для технологических целей при добыче нефти. Использование пластовых или сточных вод позволяет повысить коэффициент вытеснения нефти на 5-8 % по сравнению с применением пресных вод для той же цели. Однако суммарное потребление поверхностных вод при разведке и эксплуатации месторождений углеводородного сырья еще весьма значительно,

Особое внимание следует уделить биологической и химической совместимости закачиваемых вод. Применение пресных вод для заводнения нефтяных коллекторов способствует развитию микробиологических процессов и, как следствие, заражению продуктивных пластов аэробными и анаэробными бактериями. Скорость формирования микробиологического сообщества в призабойных зонах нагнетательных скважин зависит от физико-химических условий пласта и количества закачиваемой воды, содержащей кислород. В среднем этот период времени исчисляется несколькими месяцами, реже первыми годами от момента начала разработки месторождений с ППД.

Наибольшую опасность в связи с высокой коррозийной активностью представляют сульфатвосстанавливающие, нитрофицирующие, тионовые и железобактерии. Среди разнообразных групп микроорганизмов, обнаруженных в попутных водах, следует отметить сульфат-восстанавливающие бактерии, содержание которых достигает нескольких миллионов клеток в 1 мл воды.

Оптимальными условиями для жизнедеятельности этого типа бактерий являются близкая к нейтральной реакция водной среды, отсутствие или минимальное содержание свободного кислорода, минерализация воды в пределах 10-100 г/л, температура 20-40 °С. Именно они обусловливают процесс восстановления сульфатов, который ведет к накоплению сероводорода и усилению явлений коррозии нефтепромыслового оборудования .

Требования, предъявляемые к качеству закачиваемой речной воды, постоянно возрастают, и сегодня для их использования в заводнении нефтяных пластов рекомендуется комплекс технологической подготовки. С помощью двухступенчатого фильтрования или последовательных операций, связанных с коагулированием, отстаиванием и фильтрованием, содержание в речной воде твердых механических примесей ограничивается 2-5 мг/л, растворенного кислорода - не более 0.1 мг/л, а коррозионная агрессивность не должна превышать 0,15 мм/год. При подготовке речной воды должны быть полностью удалены сульфатвосстанавливающие бактерии.

При контакте закачиваемых и подземных вод отмечается изменение термодинамических условий миграции флюидов, сопровождающееся нарушением солевого равновесия и интенсификацией процессов биогенной сульфатредукции.

Известно, что около 80 % потерь от коррозии нефтепромыслового оборудования связано с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий. Под воздействием этих микроорганизмов проиходит окисление водорода металла и осаждение железа в сульфидной форме. Сульфид железа образует гальваническую пару с железом, в которой сульфид железа является катодом, а железо подвергается анодному растворению. Скорость коррозии металла может достигать 6 мм/год.

Для защиты оборудования и коммуникаций от коррозии широко используют ингибирование всей добываемой жидкости и закачиваемой в пласт воды.

Для предотвращения солеотложения в продуктивных пластах и дня защиты от микробиологической коррозии нефтепромыслового оборудования применяют для ППД природные и сточные растворы, совместимые по химическому составу с подземными водами. Возможно использование химических реагентов-ингибиторов в композиции с полимерами, бактерицидами и другими активными веществами.

При наличии в природной зоне глинистых минералов под влиянием нагнетаемой воды снижается проницаемость пласта и приемистость скважин. Разбухание интенсивно развивается при контакте с пресными водами и существенно снижается при использовании попутных вод повышенной минерализации. Опытные данные показывают, чгго разбухание глин не происходит при минерализации закачиваемой воды более 20-30 г/л и содержании ионов кальция и магния более 10 %.

oilloot.ru


Смотрите также