Геологические процессы и документы

3 - гидрозащита; 4 - центробежный  насос; 5 - якорь; 6 - кабель-канат; 7 - приемная  сетка насоса

 

При верхнем перетоке вода проходит по кольцевому пространству, омывает двигатель (что необходимо для его охлаждения), попадает в приемную сетку 7 насоса 4 и далее выходит из насоса под высоким давлением через внутреннюю полость гидравлического якоря 5, удерживающего установку от смещения, и пакер 1, герметизирующий кольцевое пространство. Рабочие колеса на валу центробежного насоса в этом случае «переворачиваются» для нагнетания жидкости сверху вниз.

В последнее время  отечественной промышленностью  созданы специальные высокопроизводительные погружные центробежные установки для ППД при использовании глубинных вод для условий Западной Сибири. Их краткая характеристика приведена в табл. 3.3.

Эти насосы имеют соответствующее  электрооборудование, т. е. станцию  управления с необходимой автоматикой и трансформатор с регулируемым напряжением во вторичной обмотке для компенсации потерь напряжения в питающем кабеле. По сравнению с обычными они имеют увеличенные диаметры, поэтому могут быть спущены только в скважины с внутренним диаметром не менее 402 мм.

Технические возможности  этих насосов в сочетании с  особенностями   апт-альб-сеноманских  водоносных   горизонтов (обильные водопритоки, высокие уровни) в условиях нефтяных месторождений Тюменской  области позволили по-новому решить вопросы техники ППД и, в частности, совместить водозаборную скважину с нагнетательной и подземной кустовой насосной станцией.

Водозаборные скважины, пробуренные на апт-альб-сеноманские  горизонты, являются фонтанирующими с  незначительным статическим давлением  на устье (0 - 0,5МПа). Эти скважины дают притоки в несколько тысяч кубических метров в сутки при очень малых депрессиях.

Таблица 3.3

Характеристика  погружных высокопроизводительных насосов для ППД

Показатели	УЭЦН-16-3000-1000	УЭЦН-16-2000-1400
Подача (номинальная), м3/сут	3000	2000
Напор (номинальный), м	1000	1400
Рекомендуемый режим  работы:
подача, м3/сут	2600 - 3800	1500 - 2500
напор, м	1000 - 720	1500 - 1200
Мощность электродвигателя, кВт	500	500
Напряжение электродвигателя, В	3000	3000
Частота вращения вала, об/мин	2970	2970
Диаметр, мм	375	375
Длина, м	7,6	9,5
Масса, кг	3225	4200

 

Воды этих скважин  минерализованы, содержат растворенные газы углеводородного состава с  большим содержанием азота. Газовые  факторы достигают 1 - 3 м³/м³. Температура - 40 - 50 °С. Относительная плотность 1,05 - 1,1. При интенсивных отборах жидкости в воде может появиться песок. В этом случае необходим предварительный отстой воды перед закачкой в пласты.

Широкое распространение  этих водоносных комплексов позволило  размещать водозаборные скважины непосредственно у нагнетательных и оборудовать их насосами УЭЦН-16-3000-1000 с большой подачей. Поскольку динамические уровни в водозаборных скважинах близки к поверхности, то давление, развиваемое этими насосами, достаточно для обеспечения требуемой приемистости нагнетательных скважин. Одна из возможных схем использования этих вод показана на рис. 3.8. Водозаоорная скважина специальной конструкции с увеличенным диаметром обсадной колонны в верхней части оборудуется центробежным насосом УЭЦН-16-3000-1000, спускаемым на НКТ, на малую глубину (50 - 150 м). Выкид насоса присоединяется к устью нескольких нагнетательных скважин, число которых

Рис. 3.8. Схема подземной  насосной станции для закачки  пластовой воды в нагнетательные скажины:

1 - нагнетательные скважины; 2 - водоводы высокого давления; 3 - погружной электронасос водозаборной скважины; 4 - станция управления; 5 - трансформатор; 6 - водораспределительный и замерный узел

 

зависит от подачи погружного насоса и поглотительной способности  нагнетательных скважин. Объем нагнетаемой воды определяется с помощью счетчиков-расходомеров. Такая техника использования глубинных вод для ППД возможна при отсутствии песка в продукции водозаборных скважин.

Однако при отборах  из апт-альб-сеноманских водоносных горизонтов, превышающих 3000 м³/сут, в водозаборных скважинах непосредственно после пуска появляется песок в количествах, доходящих до 5 г/дм³ и более. В дальнейшем количество песка убывает и через 0,5 - 2 сут достигает следов или нескольких десятков миллиграммов на литр воды. При таких количествах песка центробежные насосы могут работать нормально, тем не менее присутствие песка в откачиваемой жидкости нежелательно, так как песок вызывает износ рабочих органов погружных центробежных насосов, сокращает межремонтный период работы установок, вызывает засорение призабойной зоны пласта нагнетательных скважин и снижение их поглотительной способности.

Для предупреждения вредного влияния песка забои водозаборных скважин оборудуются соответствующими песочными фильтрами (щелевые, гравийные и др.) и на выкидных линиях насосов, на поверхности земли устанавливают отстойники высокого давления для улавливания песка, которые периодически промываются.

В тех случаях, когда  обильное количество песка и высокое  давление не позволяют осуществить нормальный отстой песка, приходится идти на снижение давления воды перед отстоем в сосудах низкого давления и последующее повышение давления после отстоя дожимными насосами для закачки в нагнетательные скважины. Другим возможным решением проблемы использования глубинных вод может быть совмещение нагнетательной и водозаборной скважин. Часть воды, подаваемой насосом водозаборной скважины (подземной КНС), направляется в совмещенную нагнетательную скважину, а избыток (если он есть) направляется в соседние нагнетательные скважины (рис. 3.9).

Рис. 3.9. Схема подземной  кустовой насосной станции, питающая дополнительно

две нагнетательные скважины, в которой водозаборная скважина совмещена с нагнетательной

 

Под динамический уровень  водозаборной скважины 1 опускается насос 2, который откачивает воду из водоносного пласта (ВП) и подает ее по НКТ малого диаметра 3 к замерному распределительному узлу 4 через отстойник высокого давления 5. Расход воды измеряется диафрагменными расходомерами 6. Часть воды по НКТ большого диаметра 7 и обводному каналу 8 поступает в хвостовую часть НКТ под насос и далее в нефтяной пласт (НП). Хвостовая часть НКТ уплотняется в обсадной колонне пакером 9. Таким образом, водоносный и нефтяной пласты разобщаются. Центробежный насос 2 приводится во вращение погружным электродвигателем 10, который связан электрокабелем со станцией управления и трансформатором II. Избыток воды подается в нагнетательные скважины 12.

Глубина погружения насоса под динамический уровень определяется давлением, при котором начинается выделение из воды растворенного газа, и количеством этого газа. Для условий Западной Сибири глубина погружения составляет обычно 150 - 200 м. В тех случаях, когда дебит водозаборных скважин при фонтанном режиме их работы оказывается достаточно большой, насосная блочная станция третьего подъема (КНС) сооружается на поверхности, а устья одной или нескольких водозаборных скважин через герметизированный отстойник и сепаратор низкого давления соединяются непосредственно с приемным коллектором КНС. Отстойник и сепаратор устанавливаются для отделения взвеси и газа.

В условиях сильной заболоченности территории промыслов Западной Сибири водозаборные скважины приходится бурить в виде куста, в котором одна из скважин вертикальная, а несколько других - наклонные. Забои таких наклонных водозаборных скважин удается разнести, на расстояние до 500 м от вертикали. Этим достигается снижение взаимного влияния скважин друг на друга и, следовательно, повышение их дебита.

Описанные технические  схемы водоснабжения системы ППД, как показал опыт их использования в условиях Западной Сибири, позволили:

1. Уменьшить металлоемкость  системы ППД.

2. Сократить энергетические  затраты, так как существенно  сокращается общая длина водоводов.

3. Уменьшить более  чем в 2 раза удельные капиталовложения на получение 1 м³ воды.

4. Уменьшить также  более чем в 2 раза себестоимость  1 м³ добываемой воды.

5. Добиться высокой  стабильности работы всей системы  ППД и качества нагнетаемой  воды вследствие отсутствия контакта  воды с воздухом и сокращения времени контакта воды с железом в результате уменьшения длины водоводов.

3.8. Поддержание  пластового давления закачкой  газа

В продуктивных коллекторах, в составе которых присутствует много глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка воды для ППД, как правило, неэффективна. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания. Однако в этих же условиях закачка сухого углеводородного газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной, так как при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление.

С энергетической точки зрения ППД закачкой газа - процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Другими словами, на вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой. Это объясняется двумя главными причинами.

1. При закачке воды  необходимое забойное давление  создается как давлением воды  на устье нагнетательной скважины, так и большим гидростатическим  давлением водяного столба в  скважине. При закачке газа, плотность  которого значительно меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба мало (примерно в 7 - 15 раз меньше, чем водяного). Поэтому необходимое забойное давление приходится создавать за счет увеличения давления на устье (давление нагнетания), вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа в пласт.

2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости,  необходимый объем газа нужно  предварительно сжать до забойного  давления, на что расходуется  большое количество энергии. Тогда  как при закачке воды, вследствие ее «жесткости», энергия на сжатие практически равна нулю.

Кроме того, некоторое  количество нагнетаемого углеводородного  газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее количество закачиваемого  газа увеличивается.

Поэтому ППД закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях.

Количество газа, необходимое  для нагнетания в пласт только для поддержания пластового давления на существующем уровне, очевидно, равняется сумме объемов добытой нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям (Р, Т).

Компрессоры, необходимые  для осуществления ППД, подбираются  в соответствии с давлением на устье и общим расходом нагнетаемого газа.

При наличии на данном месторождении или поблизости мощного источника природного газа достаточно высокого давления его можно эффективно использовать для ППД. Это приводит к большому сокращению капитальных вложений, так как отпадает необходимость в строительстве компрессорных станций, и к сокращению энергетических затрат на закачку газа, составляющих главные статьи расходов на осуществление ППД закачкой газа в пласт. В качестве рабочего агента может быть использован не только сухой углеводородный газ, но и воздух, а также и углекислый газ  -  002, если имеются его источники.

Использование углеводородного  и углекислого газов более  предпочтительно, так как их высокая  растворимость в нефти приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того, закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты более безопасна, чем закачка воздуха, при котором возможно образование взрывоопасных смесей с углеводородами.

Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через НКТ, спускаемые до верхней части фильтра колонны. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной перекрывается пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными.

Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины увеличивают его удельный расход н энергетические затраты на процесс. Поэтому важно своевременное  их выявление и устранение. Прорывы газа в добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в добывающих скважинах и за химическим составом газа. Особенно просто выявляются такие прорывы при закачке воздуха, когда в извлекаемом газе резко увеличивается содержание азота, сопровождаемое увеличением газового фактора.