Потребности в воде для заводнения нефтяных залежей

Заводнение характеризуется:

- простотой исполнения – не требует сложного оборудования (насосная станция);

- экономичностью;

- увеличением степени извлечения нефти из пластов.

Для поддержания пластового давления в пласт закачивается вода через нагнетательные скважины под давлением от 5 до 30 МПа. Вода, закачанная в пласт, вытесняет нефть и затем длительное время отбирается вместе с нефтью в постоянно нарастающих объемах. Для поддержания давления в пластах объем закачиваемой воды должен компенсировать объем не только извлекаемой нефти, но и воды, которую извлекают вместе с водой.

Охрана окружающей среды. Добываемая вода вместе с нефтью обрабатывается и вновь закачивается в пласты для поддержания давления.

Подготовка и свойства нагнетаемой воды. Технология подготовки и качество воды для нагнетания в пласты должны обосновываться для каждого месторождения отдельно.

Система подготовки воды

1. Фильтрация – удаление механических примесей.

2. Удаление кислорода.

3. Химическая обработка воды (антибактериальная обработка).

4. Солевая обработка воды – чтобы была совместимость с пластовой.

5. Автоматизированная система за подготовкой и качеством воды.

Для очистки промысловых сточных вод применяются: отстаивание, коагуляция (процесс слипания коллоидных частиц в крупные) и фильтрация через песчаные фильтры.

Источники обводнения

Высокие темпы добычи нефти заводнением на нефтяных месторождениях и геолого-геофизические особенности строения продуктивных пластов приводят к интенсивному и быстрому обводнению добываемой продукции скважин задолго до достижения потенциально возможного уровня добычи нефти. При этом, наряду с закономерным обводнением, значительная часть скважин обводняется преждевременно из-за прорыва вод по высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства в интервале продуктивных пластов, подтягивании конусов подошвенной воды.

Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где из скважин с первых же дней эксплуатации отбирают обводненную продукцию. Фонд таких скважин уже на начальных стадиях разработки составляет 15 - 20 % и более. В результате в среднем почти в 2 раза увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Несмотря на различие факторов обводнения, прорыв воды в добывающую скважину всегда приводит к снижению конечной нефтеотдачи пластов вследствие снижения пластового давления, т.е. пластовой энергии.

Нарушение герметичности эксплуатационной колонны, вследствие ослабления резьбовых соединений, коррозийного разрушения, прожога электрическим током, механического повреждения труб при ремонтных работах и других нарушений крепи скважины выше продуктивного интервала перфорации, приводит к преждевременному обводнению нефтесодержащих пластов верхними водами, не участвующими в вытеснении нефти. Попадание их в скважину, с одной стороны, приводит к росту энергетических затрат на отбор из скважины посторонней воды, с другой стороны, эта вода, проникая в продуктивный пласт, ухудшает условия притока нефти из продуктивного пласта, снижает фазовую проницаемость для нефти. В связи с этим ограничение водопритоков в скважины необходимо начинать в процессе строительства скважины путем обеспечения надежной крепи и качественного разобщения продуктивных пластов. Нарушения герметичности эксплуатационной колонны устраняют с помощью установки перекрывающих устройств, смены труб и применением специальных герметиков и в связи с этим в этом пособии подробно не рассматриваются.

При низком качестве разобщения пластов, возникающем из-за нарушения герметичности как самого цементного камня, так и контакта его с обсадными трубами или стенкой скважины, к вышеописанным негативным факторам добавляются возникающие перетоки жидкостей между пластами, которые приводят не только к резкому снижению производительности добывающей скважины по нефти, но и отражаются на конечной нефтеотдаче пластов из-за возможного оттока нефти из призабойной зоны скважины. Нередко приток воды из-за заколонных перетоков в несколько раз превышает приток жидкости из продуктивного пласта. Традиционно для восстановления разрушенного цементного камня применяют заливку цементным раствором, однако данное мероприятие неизбежно приводит к негативному воздействию на призабойную зону скважины.

Еще одной причиной поступления воды в скважину является подтягивание конусов подошвенной воды (рис. 4.1). Создающаяся вокруг ствола скважины зона пониженного давления способствует поступлению воды к отверстиям перфорации, несмотря на то, что на удалении от скважины общее положение водонефтяного контакта значительно ниже. По мере продолжения форсированного отбора жидкости из скважины конус подошвенных вод поднимается все выше и может полностью перекрыть приток нефти из пласта.

Рис. 4.1. Образование конуса подошвенных вод в скважине.

1 – нефтенасыщенная часть пласта, 2 – водонасыщенная часть пласта, 3 – интервал перфорации

Особенно легко создаются конусы воды в однородных по проницаемости пластах и при большей разности вязкостей нефти и пластовой воды, причем конусы воды возникают тем быстрее, чем больше вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды. Анизотропия пласта, когда проницаемость по наслоению значительно выше проницаемости перпендикулярно слоистости, и небольшая разность вязкости нефти и пластовой воды затрудняют образование конусов подошвенной воды, а наличие даже очень незначительного по мощности прослоя глинистой породы, если он не нарушен бурением, может вообще предотвратить возникновение конуса воды.

Таким образом, возможность образования конусов воды в значительной степени зависит от свойств нефти и воды в пластовых условиях, степени анизотропии пласта, наличия или отсутствия прослоев непроницаемых пород в разрезе продуктивного пласта и темпа разработки пласта. Наиболее эффективным способом борьбы с поступлением в скважину воды из-за конусного обводнения является создание непроницаемого экрана в области ВНК. Для этого могут применяться разнообразные полимерные, полимердисперсные, полимергелевые, волокнисто-дисперсные системы, позволяющие создать достаточно протяженный экран для продвижения воды. Для большей прочности вблизи ствола скважины этот экран обычно докрепляется отвержающимися материалами – цемент, АКОР и т.п. Размеры экрана определяются в зависимости от толщины пласта, вязкости нефти, ширине зоны перфорации и т.п.

Для преодоления негативных последствий преждевременного прорыва воды по высопроницаемым интервалам, как правило, применяется два подхода. Первый из них основан на закачке в нагнетательные скважины составов, образующих в пластовых условиях нерастворимую систему (осадок, гель), препятствующую движению воды. При закачке подобные составы в первую очередь поступают в наиболее проницаемые интервалы и, как следствие, именно они подвергаются наибольшему тампонированию. Кроме того, это приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте и вовлечению в разработку ранее слабо дренируемых зон пласта. Часто подобные технологии называют потокоотклоняющими. Для этого может использоваться множество химических материалов – полимерные композиции, как в чистом виде, так и с наполнителями, волокнисто-дисперсные системы, резиновая крошка, жидкое стекло, вязкие нефти, нефтекислотные системы, кремнийорганические продукты и многие другие.

Другой подход основан на гидрофобизации пород призабойных зон добывающих скважин. Это приводит к изменению фильтрационной способности для нефти и воды и таким образом в призабойной зоне образуется своего рода гидрофобная мембрана, хорошо пропускающая нефть и плохо – воду. Применение осадко- или гелеобразующих составов при таком типе обводнения в добывающих скважинах малоэффективно, поскольку блокированные зоны высокопромытых интервалов легко обходятся водой и эффект оказывается низким. Кроме того, применение таких составов может снижать проницаемость пласта вблизи добывающей скважины, что отрицательно сказывается на дальнейшей эксплуатации скважины. Применение же гидрофобизаторов позволяет воздействовать на всю вскрытую перфорацией толщину пласта, приводя к гидрофобизации как пород промытых водой зон, так и нефтенасыщенных интервалов. негативного воздействия на фильтрацию нефти через ПЗП при этом не происходит.

Наиболее эффективно блокируется продвижение воды по высокопроницаемым промытым интервалам при комбинированном применении обоих подходов – комплексным воздействием одновременно на нагнетательные и добывающие скважины.

Нередко продуктивный пласт представляет собой чередование пропластков с различной проницаемостью. Это приводит к разной скорости обводнения пропластков и одновременному поступлению в скважину воды и нефти по пропласткам с различной проницаемостью. В этом случае возникает необходимость отключения из разработки обводненных пластов и пропластков на основе избирательного снижения проницаемости пласта относительно воды.

Необходимо отметить, что интенсивность обводнения скважин закачиваемыми водами значительно выше, чем обводнение пластовой водой. Причем рост этого показателя связан не с увеличением числа обводненных скважин, а с повышением содержания в них воды.

Классификация методов ограничения водопритока. Применяемые технологии ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, разделяются на селективные и неселективные. Такое разделение определяется физико-химическими свойствами материала.

Неселективные методы изоляции (НСМИ) – это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой и газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ – точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщенной части пласта. Для этого в основном используются цементы, пеноцементы, полимерцементы, технические устройства типа разбуриваемых пакеров и перекрывающих устройств. В данном пособии неселективные методы ограничения водопритока подробно не рассматриваются, а основное внимание будет уделено селективным методам изоляции вод.

Селективные методы изоляции (СМИ) – это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. Селективное воздействие химических продуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора[7, 13].

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒