Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления кратко

Обновлено: 19.05.2024

Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.

Т.к. за счет естественной пластовой энергии невозможно обеспечить полноту отбора нефти и необходимую интенсивность разработки, широко применяют методы поддержания пластового давления – ППД. Темп разработки залежи зависит от многих факторов: размером и конфигурацией залежи, физическими свойствами пород и жидкости, числом и расстановкой скважин, давлением на контуре питания и забоях скважин и расстоянием от них до контура питания.

Законтурное заводнение – нагнетательные скважины располагают за внешним контуром нефтеносности. При небольшом давлении на контуре питания или при большой удаленности контура применив законтурное заводнение можно приблизить контур к залежи и поддерживать в нем достаточное давление, тем самым повысить темп отбора.

Внутриконтурное заводнение – разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на отдельные площади, тем самым более полно ввести залежь в разработку, увеличить текущий дебит и сократить срок разработки залежи. Благоприятными условиями для внутриконтурного заводнения является наличие подошвенной воды и монолитность пласта.

Блоковое заводнение применяют преимущественно на крупных месторождениях, создают несколько рядов нагнетательных скважин разрезая залежь на блоки, в которых по несколько рядов добывающих скважин (до 4-5 рядов). Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое заводнение часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала разработки применяют в основном блоковое заводнение.

Площадное заводнение применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.
А) Линейное – скважины в шахматном порядке

Б) Четырехточечное В)Пятиточечное

Г) Семиточечное

Д) Девятиточечная

Избирательное. Месторождение буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД

Очаговое. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение месторождения и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. Нагнетательные скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.

Барьерное. На месторождениях с газовой шапкой нагнетательные скважины располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной, что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.

Коэффициенты обводненности и водонасыщенности. Методы их определения.

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода)

к1,к2-относительные фазовые проницаемости, σ-насыщенность

Водонасыщенность S_В – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы.

Обычно для нефтяных месторождений S_В = 6-35%; в зависимости от созревания пласта.

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность S_В Обводненность продукции В - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде.

где Кф – коэф. фильтрации – зависит как от природы пористой среды, так и от св-в фильтрующейся жидкости. Имеет размерность скорости и хар-ет скорость потока через единицу площади сечения, перпендикулярного к потоку, под действием единичного градиента напора. Применяется только для однородной ж-ти.

Для разработки месторождений наибольшее значение имеет плоскорадиальный тип течения (приток к скважине). Формула Дюпии:

где К – коэф проницаемости, который не зависит от св-в ж-ти и является динамической хар-кой только пористой среды. Размерность или 1 Д (Дарси) =1,02* .

Коэф фильтрации и проницаемости связаны м/ду собой соотношением:

Анализ:

Дебит не зависит от r, а только от депрессии . График зависимости Q от (Рис.3.4) называется индикаторной диаграммой, а сама зависимость - индикаторной. Отношение дебита к депрессии называется коэффициентом продуктивности скважины

. 3.28

2. Градиент давления и скорость обратно пропорциональны расстоянию (рис.3.5) и образуют гиперболу с резким возрастанием значений при приближении к забою.

3. Графиком зависимости р=р( r ) является логарифмическая кривая (рис.3.6), вращением которой вокруг оси скважины образуется поверхность, называемая воронкой депрессии. Отсюда, основное влияние на дебит оказывает состояние призабойной зоны, что и обеспечивает эффективность методов интенсификации притока.

4. Изобары - концентрические, цилиндрические поверхности, ортогональные траекториям.

Дебит слабо зависит от величины радиуса контура r_к для достаточно больших значений r_к/r_c, т.к. r_к/r_c входят в формулу под знаком логарифма.

установившееся или неустановившееся движение флюида
коэффициент продуктивности

Виды и назначение площадных систем заводнения.

Рис. Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами).

Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Площадное заводнение применяют на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.

Виды и назначение рядных систем заводнения.

Однорядная система разработки. Расположение скважин при такой системе показано на рис. 6. Рядные системы разработки необходимо характеризовать помимо расстояния между нагнетательными скважинами и расстояния между добывающими скважинами следует учитывать ширину блока или полосы.

Параметр плотности сетки скважин Sc и параметр NKP для однорядной, трехрядной и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1 —1,5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи — меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости доб. скважин равны расходам закачиваемого агента в нагн. скважины. Эту с-му используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов. Вследствие того что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допускается различное число нагн. и доб. скважин в рядах, можно нагн. скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой. Применяются как шахматное, так и линейное расположение скважин.

При прогнозировании технологических показателей разработки месторождения достаточно рассчитать данные для одного элемента, а затем суммировать их по всем элементам системы с учетом разновременности ввода элементов в разработку.

Трехрядная и пятирядная системы .

Для трехрядной и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы L_п, но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин l₀₁, между первым и вторым рядом доб. скважин l₁₂(рис. 8), между вторым и третьим рядом доб. скважин для пятирядной системы l2 з (рис. 9). Ширина полосы L_п зависит от числа рядов доб. скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы l₀₁= l₁₂ = l₂₃=700 м, то L_п = 4,2 км.

Рис. 8. Расположение скважин при трехрядной системе разработки: Рис. 9. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1 - условный контур нефтеносности; 2- добывающие скважины; 3 – нагнетательные скважины I, 2, 3 — см. рис. 8

Параметр со для трехрядной систем, равный отношению числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин w равен примерно 1/3, а для пятирядной 1/5. При значительной приемистости нагн. скважин по трехрядной и пятирядной с-мам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости доб. скважин и высокий темп разработки м-я в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагн. скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин. Элементы трехрядной и пятирядной систем показаны соответственно на рис. 10 и 11.

ГОСТ

Состав системы разработки. Рациональная система разработки нефтяных месторождений

Система разработки месторождений — это технические и технологические мероприятия, целью которых является извлечение на поверхность природного газа, нефти, газового конденсата, сопутствующих компонентов и других полезных ископаемых, а также управление данным процессом.

Система разработки нефтяного месторождения предусматривает выделение в его разрезе от одного до нескольких эксплуатационных объектов, которые подвергаются разработке, в зависимости от:

Фильтрационных свойств коллекторов.
Глубины залегания продуктивных пластов.
Мощности продуктивных пластов.
Типа продуктивного пласта.
Степени гидродинамической сообщаемости между продуктивными пластами.

Эксплуатационный объект разработки представляет собой продуктивный пласт, его часть или группу продуктивных пластов, которые выделяются сеткой скважин. Пласты, которые объединяются в один эксплуатационный объект, должны обладать схожими коллекторскими свойствами и литологическими характеристиками, физико-химическими свойствами, величинами начальных внутрипластовых давлений, состав насыщающих их флюидов также должен быть примерно одинаков.

Рациональной системой разработки является такая, которая обеспечивает наиболее полное извлечение полезного ископаемого на поверхность при минимальных затратах. Системой разработки нефтяного месторождения должны быть предусмотрены соблюдение правил в области охраны окружающей среды и недр, должны быть учтены экономические, природные и производственные особенности района, в котором ведется разработка.

Система разработки нефтяного месторождения состоит из плана и схемы разбуривания, в которой учитываются мероприятия, связанные с воздействием на пласт. Планом разбуривания предусмотрены очередность, место и расположение скважин.

Готовые работы на аналогичную тему

Схема разбуривания — это схема расположения скважин на залежи полезного ископаемого, а также расстояния между ними.

Виды систем разработки. Методы поддержания пластового давления

Рисунок 1. Виды систем разработки. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Также различают следующие системы разработки нефтяных месторождений:

с поддержанием пластового давления,
в естественном режиме (без поддержания пластового давления).

Основными методом поддержания пластового давления является заводнение. Заводнение может быть следующих видов:

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи проводят нагнетание рабочего агента в пласт для создания напорного режима, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.

В большинстве случаев (для месторождений РФ более 80 %) используется система поддержания пластового давления (ПДД) путем закачки воды.

Закачка газа, хотя и менее эффективна ввиду уменьшения коэффициентов охвата и нефтеотдачи, находит свое применение. Этому способствуют значительная газовая шапка, отсутствие напора контурных вод, наличие в коллекторе большого содержания набухающих глин.

В общем случае имеются следующие методы воздействия на нефтяные пласты: законтурное и внутриконтурное заводнения, нагнетание газа в повышенную часть залежи, вторичные методы добычи нефти, новые методы вытеснения нефти из залежи (повышение нефтеотдачи)

Законтурное заводнение - технологический процесс ППД, при котором воду нагнетают в пласты через нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности (рис. 7.1, а). Эксплуатационные скважины находятся внутри контура нефтеносности.

Приконтурное заводнение - процесс, при котором нагне-

Рис. 7.1. Схема заводнения месторождения:

I - нагнетательные скважины; II - контрольные скважины; III - эксплуатационные скважины

тательные скважины располагают в водонефтяной части пласта внутри внешнего контура нефтеносности. Это заводнение применяется вместо законтурного при плохой гидродинамической связи нефтеносной и водонасыщенной частей пласта. Возможно использование одновременно законтурного и прикон-турного заводнения при большой площади водоплавающей части залежи.

В указанных системах ППД заводнение действует на 2-3 ближайших ряда эксплуатационных скважин.

Для интенсификации добычи и увеличения охвата залежи воздействием применяется внутриконтурное заводнение (рис.

7.1, •), основой которого является разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на несколько отдельных площадей. Крупные месторождения разрабатываются при комбинации законтурного и внутриконтурного заводнения. Вариантами по расположению скважин являются очаговое, внутриконтурное кольцевое (рис. 7.1, в), осевое (рис. 7.1, „) заводнения.

При определении количества воды для закачки необходимо исходить из количества отобранной из залежи жидкости. Для системы ППД необходимо закачивать воды не менее объема отбора жидкости, а с учетом негерметичности площади контура нефтеносности - с коэффициентом 1,1-1,5.

Давление нагнетания зависит от приемистости нагнетательных скважин и в основном поддерживается таким образом, чтобы пластовое давление на забое эксплуатационных скважин оставалось на уровне начального.

Технологическая схема процесса нагнетания газа в нефтяную залежь с целью увеличения нефтеотдачи в принципе аналогична схеме при заводнении залежи. Рабочий агент (газ, воздух) нагнетается через ряд инжекционных скважин и оттесняет остаточную нефть к окружающим эксплуатационным скважинам. Для наиболее равномерного воздействия на залежь следует применять правильные геометрические сетки размещения скважин - треугольные или квадратные. Отдельные поля инжекции могут быть составлены соответственно системами из семи или десяти скважин при расположении инжекционных скважин в центре этих систем. При этом общее соотношение инжекционных и эксплуатационных скважин составляет соответственно 1:2 и 1:3. Такие интенсивные системы на практике используются редко. Обычно применяют более умеренные соотношения от 1:4 до 1:10.

Разница в вязкостях нагнетаемого рабочего агента и нефти в пластовых условиях может быть весьма значительна. При этом возможны прорывы газа через нефтенасыщенные части залежи к эксплуатационным скважинам даже малой газонасыщенности породы. При большой мощности залежи наблюдается преимущественное движение газа по верхним частям залежи, а с учетом неоднородности строения залежи это ведет к прорывам газа и к обходному его движению без вытеснения нефти. При этом удельные расходы рабочего агента могут быть больше, чем при заводнении.

Для существующей сетки скважин вся площадь условно разбивается на ряд полей инжекции с учетом предполагаемого количества инжекционных скважин по соотношению между количествами инжекционных и эксплуатационных скважин. Это соотношение принимается в зависимости от расстояния между скважинами, проницаемости и степени однородности строения залежи. При большей проницаемости и более однородном строении принимается большее количество эксплуатационных скважин на одну инжекционную и наоборот.

В центре каждого намеченного поля инжекции инжекцион-ные скважины следует располагать равномерно по площади. Выбор этих скважин следует рассматривать как ряд действующих скважин в пределах каждого поля инжекции. К этим скважинам предъявляются требования:

вскрытие скважиной только данного эксплуатационного объекта при надежной изоляции всех вышезалегающих пористых коллекторов;

герметичность крепления скважины (колонна, цементное кольцо);

отсутствие чрезмерной засоренности призабойной зоны скважины.

Из рассматриваемых скважин следует выбрать менее продуктивные. Малая продуктивность скважин возникает из-за малой проницаемости вскрытой части залежи, поэтому вытеснение остаточной нефти отсюда в соседние, более дренированные части залежи может протекать с большей эффективностью, чем в обратном направлении. При невозможности выбрать инжекционные скважины среди старых эксплуатационных следует бурить новые скважины специально в качестве инжекционных.

Нагнетание газа лучше производить через колонну НКТ малого диаметра (60-89 мм) с пакером близ кровли эксплуатационного объекта. Это уменьшает вероятность утечек рабочего агента и дает лучшую сохранность обсадных труб, особенно в старых скважинах.

Старые эксплуатационные скважины в процессе их подготовки должны быть тщательно промыты и очищены от возможной песчано-глинистой пробки, грязи, парафинистых осадков и пр. С этой же целью рекомендуется до максимума увеличить количество отверстий в забойном фильтре или торпедировать призабойную зону.

Нагнетание в залежь естественного газа компенсирует потери газовой энергии за предшествующий период эксплуатации залежи.

Целесообразно осуществление сбора всего добытого газа на поверхности, его отбензинивания и нагнетания в залежь сухого газа, который бы там вновь обогащался продуктами испарения пластовой нефти. Применение естественного газа в качестве рабочего агента часто вызывает трудности, связанные обычно с его недостаточным количеством на промыслах. В ряде случаев естественный газ можно заменить воздухом, который из-за низкой растворимости в нефти оказывает более эффективное выталкивающее действие на нее, чем сухой газ. Однако использование воздуха может привести к отрицательным последствиям:

1. Длительное соприкосновение нефти с воздухом вызывает окисление нефти, возрастание ее удельного веса и вязкости, а также приводит к образованию смол в пласте, которые закупоривают отдельные поровые каналы залежи.

2. Смешение воздуха с пластовым газом ведет к уменьшению его калорийности и ухудшению условий переработки газа.

3. Если из-за трудностей переработки газа (при сильном загрязнении его воздухом) газовую продукцию скважин выпускать в атмосферу, то вместе с воздухом будут теряться ценнейшие бензиновые фракции.

4. Улавливание газовой продукции для ее сжатия, отбензинивания и последующего нагнетания в залежь часто сопряжено с опасностью получения взрывчатых смесей. Так, при содержании в воздухе (при атмосферных условиях) от 5 до 15 % (по объему) метана образуется гремучая (взрывчатая) смесь, очень опасная в обращении. Изменение температуры меняет пределы взрывчатости смеси воздуха с углеводородами. По опытным данным при росте температуры нижний предел взрывчатости смеси понижается, а верхний повышается, т.е. пределы взрывчатости раздвигаются. Все это требует очень осторожного обращения со смесью воздух - газ и, главным образом, систематического наблюдения за составом отбираемой из скважины смеси.

5. Взаимодействие воздуха с пластовой водой приводит к выпадению некоторых солей (особенно железистых) в виде осадка в пласте.

6. Воздействие кислорода нагнетаемого воздуха на металлические части оборудования (особенно при наличии соленой воды и сероводорода) вызывает усиленную коррозию оборудования, а также приводит к преждевременному выводу его из строя и скоплению продуктов коррозии на забое.

7. Наличие воздуха в продукции эксплуатационных скважин способствует образованию более стойких эмульсий.

Указанные нежелательные последствия применения воздуха в качестве рабочего агента не всегда проявляют себя. В общем случае использование воздуха следует ограничивать только случаями, когда возможности применения другого рабочего агента, в частности естественного газа, совершенно исключены.

В качестве альтернативы предлагалось использовать выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания или промышленные дымовые газы в виде самостоятельного рабочего агента или в смеси с воздухом. Однако в случаях применения продуктов сгорания требуется сооружение специальных установок, что приводит к общему усложнению и удорожанию процесса. Подобные установки промышленного применения использовались на промыслах Западной Украины. Там же проверялись и совершенствовались установки по получению нового инертного рабочего агента - парогаза (смесь пара с продуктами горения), опытные испытания которого дали положительный эффект.

Поглотительная способность инжекционных скважин и давление нагнетания зависят от многих факторов и, прежде всего, от проницаемости призабойной зоны скважин. Однако в отличие от метода заводнения зависимость между этими параметрами для метода нагнетания газа пока не определена. Поэтому в каждом отдельном случае необходимы промысловые испытания в инжекционных скважинах с помощью передвижных компрессоров.

В практике применения метода отмечалась поглотительная способность скважин в разных условиях от 130 до 60 000 м 3 /сут на 0,1 МПа давления при изменении давления нагнетания от 0,1 до 10,8 МПа. При этом суточное нагнетание газа на одну скважину колебалось от 2,5 до 140 тыс. м 3 . Иногда считают достаточным нагнетание таких количеств газа, чтобы давление нагнетания превышало пластовое не более чем на 20-25 %. Другим расчетным показателем иногда считается нагнетание 100-150 м 3 газа в сутки на 1 м вскрытой толщины залежи. При нагнетании больших количеств газа возрастает вероятность его прорывов, а в рыхлых песках, кроме того, возникает опасность пробкообразования в эксплуатационных скважинах. Поэтому в начале процесса рекомендуется нагнетать минимальные количества газа с последующей его корректировкой.

Со временем, по мере дренирования залежи, расход рабочего агента на скважину обычно возрастает. Источник непроизводительной траты энергии можно обнаружить, если увеличение расхода рабочего агента наблюдается только в отдельных направлениях или плоскостях отдельных прослоев залежи. В этих случаях рабочий агент по трещинам и наиболее дренированным и сильно проницаемым прослойкам проходит к эксплуатационным скважинам без совершения полезной работы.

Часто прорыв газа обнаруживается в начальной пусковой стадии процесса, что вызывает резкое увеличение газового фактора, изменение состава газа и иногда рост давления в затрубном пространстве скважин. Если эти признаки проигнорировать, то прорыв газа быстро усиливается, и остановить его весьма затруднительно.

Поэтому в начале процесса необходимо тщательное наблюдение за работой всех инжекционных и эксплуатационных скважин. При первых же признаках проскальзывания газа следует принять надлежащие меры, к которым относятся:

регулировка отбора (и давления) в эксплуатационных скважинах, в направлении которых наметился прорыв, вплоть до временного закрытия этих скважин;

изоляция наиболее проницаемых зон в разрезе вскрытой в инжекционной скважине толщины залежи;

нагнетание вместе с газом жидкости (воды) с целью уменьшения эффективной проницаемости для газа наиболее проводящих зон за счет повышения их водонасыщенности;

сокращение объема нагнетаемого рабочего агента, вплоть до перевода инжекционных скважин в эксплуатационные и наоборот.

При большой толщине залежи (при различной проницаемости отдельных ее зон) во избежание преимущественного движения газа вдоль кровли рекомендуется расчленять разрез на отдельные зоны наибольшей мощности (от 5-6 до 12-15 м) для раздельного нагнетания газа в эти зоны.

Эффективность перечисленных мероприятий зависит от степени изученности эксплуатационного объекта и тщательности наблюдения за протеканием процесса. Кроме того, точность замеров, их регулярность и постоянный анализ документации способствуют своевременному устранению возникающих в процессе работ прорывов газа и правильной оценке эффективности процесса.

7.2. Способы и методы заводнения

Внутриконтурное заводнение проводят рядными или площадными системами. При рядных системах заводнения между двумя рядами нагнетательных скважин находятся 1-3-5 рядов эксплуатационных скважин. Для площадных систем используются квадратные и треугольные сетки разбуривания скважин.

На рис. 7.2 приведены элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной сетках разбуривания. Площадные системы заводнения в условиях разработки неоднородных коллекторов обычно обеспечивают больший коэффициент нефтеотдачи, чем рядные системы.

Рис. 7.2. Элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной

сетках разбуривания:

1 - добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины; а - расстояние

между эксплуатационной и нагнетательной скважинами

На поздней стадии эксплуатации методы поддержания пластового давления могут быть неэффективны из-за большого падения пластового давления. Тогда прибегают ко вторичным методам добычи нефти - закачки воды или газа по всей площади нефтеносности, которые называются соответственно площадное заводнение и площадная закачка газа.

Для равномерного и повсеместного воздействия на залежь нагнетательные скважины размещают между эксплуатационными. Схемы расположения этих скважин могут быть различными, но преобладает квадратная сетка размещения скважин. При этом одна нагнетательная скважина приходится на четыре эксплуатационные.

Для исключения прорыва воды или газа к отдельным скважинам ограничивают закачку воды в нужном месте, уменьшают отбор нефти из сильно обводняющихся скважин, проводят тампонирование отдельных интервалов пласта.

При большой обводненности залежи на конечном этапе эксплуатации скважин применяется форсированный отбор жидкости, при котором большие массы жидкости вымывают нефть из застойных зон. Форсированный отбор жидкости обеспечивается глубинными насосами большого диаметра, э ле-ктропогружными насосами и газлифтом.

На различных стадиях разработки может быть использовано заводнение с применением физико-химических средств повышения нефтеотдачи, т.е. с добавлением ПАВ, щелочи, мицеллярных растворов и т.д.

7.3. Оборудование для закачки воды и газа

Рост добычи нефти обеспечивается не только вводом в разработку новых месторождений, но и постоянным улучшением состояния эксплуатации разрабатываемых месторождений. Повышение нефтеотдачи пластов в основном ведется методом поддержания пластового давления закачкой воды. Для заводнения широко используются сточные и пластовые воды. Это позволяет решить проблему защиты водных ресурсов и окружающей среды.

В систему подготовки и закачки воды в нефтяные пласты входят водозаборные сооружения с насосной станцией первого подъема, водоочистные установки, насосные второго и третьего подъемов, насосные станции по закачке и нагнетательные скважины. В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные пласты для поддержания пластового давления применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500. Поверхностные, сточные и пластовые воды нагнетают установками погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН. Для оборудования устья нагнетательных скважин используют арматуры АИК1-65х210 и АНК-65х350 (рис. 7.3).

Конструкция насоса ЦНС-180 разработана на одной корпусной базе четырех модификаций с давлением нагнетания от

10,5 до 19,0 МПа (табл. 7.1).

Насос ЦНС-180 (рис. 7.4) - центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусный с односторонним расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, подшипниками скольжения и концевыми - передним и задним - уплотнениями комбинированного типа.

Корпус насоса состоит из набора секций, входной и напорной крышек и концевых уплотнений.

Во избежание перетока воды по валу стыки рабочих колес

Рис. 7.3. Арматура нагнетательная:

1 - быстросборное соединение; 2 - разделитель иод манометр; 3 - трубная головка; 4 - задвижка; 5 - обратный клаиан

иритираются до илотного металлического контакта. Уилотне-ния рабочих колес щелевого тииа.

Для насосов ЦНС-180-1185, ЦНС-180-1422, ЦНС-180-1900 оиорами ротора служат иодшииники скольжения с иринуди-тельной смазкой, а для насоса ЦНС-180-1050 - иодшииники с кольцевой смазкой. Подшииники имеют стальные, залитые баббитом вкладыши с цилиндрической иосадкой в их кориусе. Насос с электродвигателем соединен с иомощью зубчатой муфты, обойма которой закрыта кожухом.

Для смазки и охлаждения иодшииников насосов и электродвигателей мощностью более 1000 кВт, а также зубчатой муфты каждый насосный агрегат комилектуется маслосистемой, в

Все нефтяные месторождения разрабатываются с поддержанием пластового давления путем закачки воды, они делятся на :

1. Законтурное эаводнение - нагнетательные скважины бурят за пределами залежи, вблизи внешнего контура нефтеносности. Реализуются такие системы на м/р среднего и малого размера, с хорошей гидродинамической связью между нефтенасыщенной частью с законтурной зоной.

2. Внутриконтурное заведение- скважины располагают в чисто нефтяной части залежи, подразделяются на :

• Блоковая схема.: нагнетательные скв. располагают параллельными рядами. Как правило, в поперек продольной оси структуры, добывающих скважины бурят рядами между нагнетательными. Такие системы по числу рядов добывающих скв делятся на 1-рядные. 3-х рядные, 5-и рядные. В 1-рядной системе соотношение добывающих и нагнетательных скв=1. Применяется для низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластах. В 3-рядной системе отношение общего числа добыв, скв. к нагнетательным 1/3. В 5-рядной системе между 2-мя рядами нагнетательных находится 5 рядов добывающих. Отношение 1/5.

Блоковые схемы получили распространение по причинам:

а.) возможность проектирования различной рядности в зависимости от коллекторских св-в пласта.

Б) рядные системы обладают достаточной гибкостью. В процессе освоения м/р легко переходить от одной системы к другой.

В) проектные работы по обустройству м/р не вызывают затруднений.

3. Площадные заводнения : добывающие и нагнетательные скважины располагают по правильной геометрической сетке-квадратной или треугольной. Различают пяти (w=l),семи (w=2), девяти (w=3) точечную системы. Интенсивность систем заводнения определяют по параметру w. Наиболее интенсивна 9-точечная. Важное преимущество площадных систем заводнения перед рядными заключается в рассосредоточенности воздействия скв на пласт. Это имеет существенное значение при разработке сильнонеоднородных по площади пластов. В то же время рядные системы предпочтительны для разработки пластов сильно неоднородных по разрезу. Основной недостаток системы площадною заводнения - назначение скв и их расположение на плошали определяют на стадии проектирования, когда особенности пласта не выявлены. В результате часть проектного фонда нагн. скв. не реализуется, т.к приемистость низкая.

Читайте также: