Система ППД и применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов

на месторождении за длительный период разработки создана обширная система ППД, включающая 16 ед. БКНС и ВРБ с подключенными к ним более 1100 нагнетательных скважин по территориальному признаку, без учета их поглощающих способностей и принадлежности к эксплуатационным объектам.

по состоянию на 01.01.2006 г. эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на месторождении составил 1154, в том числе действующих — 1124, бездействующих — 30.

Система ППД на месторождении включает:

• — водоводы Д_у 300−1000 мм;
• — блочные кустовые насосные станции (БКНС) №№ 1, 1а, 2, 2а, 2 В, 3, 3а, 4, 4а, 4 г, 5, 5а, 6, 6а, 7, 8/9;
• — водораспределительные блоки (ВРБ) — 131 ед.;
• — блок-гребенки (БГ) — 80 ед.;
• — высоконапорные водоводы от БКНС до ВРБ (БГ) Д_у 150 и 200 мм;
• — разводящие трубопроводы от ВРБ (БГ) до скважин Д_у 80 и 100 мм

Технологический процесс ППД состоит в следующем:

вода с приемных коллекторов под давлением 0,5 МПа по водоподводящим трубопроводам поступает на БКНС, где, пройдя блок фильтрации и водомерный узел, центробежными насосами типа ЦНС-180/1422 через ВРБ и БГ по высоконапорным водоводам подается в нагнетательные скважины под давлением 10,5−14,0 МПа.

В таблице 2.7 представлена информация по параметрам работы БКНС системы ППД с указанием объемов и типа закачиваемых вод, давлений нагнетания, количества подключенных ВРБ (БГ) и скважин [5].

Таблица 2.7

Параметры работы БКНС системы ППД.

В начале только холодной воды, перевод месторождения с закачки холодной графической (наиболее компактной) форме представлены данные по разработке горизонта при 3-х различных технологиях термозаводнения: нагнетания с самого на горячую и продолжение ее нагнетания вплоть до получения критической обводненности (98%).

Применение энергосберегающей технологии, предусматривающей на определенном этапе переход (с целью энергии и ресурсосбережения) с горячей на закачку обычной не подогретой воды для продвижения отсрочки ранее закаченной горячей воды.

При этом, тут же на графике рассмотрены два условия состояния призабойной зоны — условие, когда разработка ведется при т.н. чистых забоях и условие, когда фильтры в призабойных зонах низко — проницаемых слоев частично закупорены (загрязнены) с интенсивностью Сi=0,506. На рисунке представлены значения нефтеотдачи в зависимости от безразмерных объемов закаченной воды (n=Qв/Wn). Окончание каждой кривой связано с достижением при разработке критической обводненности продукции (98%). Методы воздействия здесь отсутствуют.

Отмечаются существенное различие в нефтеотдаче как при различных терморежимах заводнения, так и при различных состояниях призабойных зон. Последнее означает, что если разработка месторождения Узень в велась при условиях «загрязненных забоев» то в слоях пониженной проницаемостью остались еще значительные запасы нефти, которые возможно получить в будущем при определенном воздействии на этот слой. Обводненность 98% при наличии частичной закупорки достигает при значительно большой закачке воды n=2, тогда, как при ее отсутствии ~n=1,3 т. е. с различие достигают 65%.

На рисунке 2.4 представлены результаты по изменению нефтеотдачи при осуществляемой сейчас очистки призабойных, зон с применением тех, или иных методов (восстанавливающих из начальную проницаемость Сi=1,0).

Видно, что при устарении «скин эффект» динамика нефтеотдачи восстанавливается, практически, до случая закачки на момент достижения критической обводненности по сути, сокращаются сроки разработки горизонта, порядок на 40%.

На рисунке 2.5 представлены результаты по изучению влияния на нефтеотдачи применения методов воздействия средней интенсивности (Сi= 1,333 — 1,650) показано, что по сравнению со случаем отсутствия загрязнения, их влияние ни значительное увеличении нефтеотдачи составляет порядка 1−1,3%. Но по сравнению со случаем наличия частичной закупорки забоев низко проницаемых слоев — весьма существенно текущая нефтеотдачи возрастает на 6,7%, в реальном масштабе времени эксплуатации увеличение текущей добычи может достигать 10−15%. При этом сокращается потребное количество нагнетаемой воды с n=2.0 до n=1,2. В связи с этим, соответствующим образом, экономятся энергоресурсы на ППД. Различие в применении методов по очистке призабойных зон методов воздействия средней мощности не велико нефтеотдачи составляет порядка 1,5−2%.

Выбор между методами и здесь следует осуществлять на основе получения наибольшего энергического эффекта.

По методике, изложенной выше согласно проведенной оценке, здесь предпочтение отдается методам, обеспечивающим очистку призабойных зон.

Методы радикальных изменений естественной (начальной) проницаемости, более сложны и требует больших затрат на их осуществление.

При выборе методов по очистке призабойных зон необходимо учитывать экологические последствия от их применения. С учетом этого принимается окончательное решение.

Нефтеотдача %.

Закачка воды, доля от объема пор

Рисунок 2.4 Влияние очистки призабойных зон на нефтеотдачу XIII горизонт

Нефтеотдача %.

Закачка воды, доля от объема пор

Рисунок 2.5 Воздействия средней интенсивности на низкопроницаемые слои XIII горизонта