что такое система поддержания пластового давления ппд
Технологии для поддержания пластового давления и утилизации попутного нефтяного газа
Для применения в системах поддержания пластового давления (ППД) и утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) АО «Новомет-Пермь» были разработаны блочные насосные станции (БНС) и дожимные насосные станции (ДНС) на базе ЭЦН, станции для водогазового воздействия (ВГВ) на пласт, мобильные насосные станции, блоки распределения, измерения и фильтрации (БРИФ) для очистки воды и установки на базе ЦНС.
В предлагаемой Вашему вниманию статье приводятся технические особенности, параметры работы и результаты испытаний данного оборудования и технологий.
Оборудование для систем ППД на базе наземного электропривода АО «Новомет-Пермь» производит с 2001 года. В состав БНС входят: насосная установка, технологические трубопроводы (подводящий и напорный), автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП), система отопления и вентиляции, пожарная сигнализация и система пожаротушения.
В составе установки может использоваться электродвигатель (ЭД) в общепромышленном или взрывозащищенном исполнении мощностью до 630 кВт. Освоено производство установок производительностью до 6300 м 3 /сут, с давлением на входе до 20 МПа, на выходе – до 35 МПа.
В случае ожидаемого роста подачи, в зависимости от потребностей заказчика, могут быть параллельно установлены несколько агрегатов. При увеличении числа модулей пропорционально увеличиваются производительность и габарит БНС.
ДНС на базе ЭЦН с погружным электроприводом
ДНС на базе ЭЦН с погружным электроприводом предназначены для повышения давления закачки непосредственно на кустовой площадке. В данной конструкции отсутствует торцевое уплотнение, а привод насоса собран в герметичном кожухе, что обеспечивает полную герметичность установки и исключает утечки закачиваемой жидкости во внешнюю среду.
При работе ДНС жидкость сначала проходит по внутренней части колонны, омывая и охлаждая все оборудование, затем попадает во входной модуль, после чего поступает в насос.
Производительность одного насосного агрегата составляет до 6300 м 3 /сут, при необходимости несколько насосных агрегатов, как и в предыдущем случае, могут устанавливаться параллельно. Давление на входе составляет 21МПа, на выходе – 35 МПа, мощность двигателя – до 1000 кВт.
Все оборудование, используемое в составе данных ГНУ, производится серийно АО «Новомет-Пермь», что позволяет максимально сократить сроки поставок и ремонта установок.
Насосная установка размещается на жесткой модульной раме, длина которой подбирается в зависимости от длины установки. В состав установки входят: входной фланец, погружной блок телеметрии, кожух, погружной электродвигатель (ПЭД), центратор, гидрозащита (ГЗ) и входной модуль, который служит узлом подвода жидкости (рис. 1).
Рис. 1. Схема ГНУ с погружным электроприводом
На выходе насоса устанавливается запорная регулирующая арматура (ЗРА), которая позволяет плавно регулировать необходимый расход.
Все глубинно-насосные установки (ГНУ) укомплектованы шкафами управления с удобным интерфейсом, что дает возможность отслеживать и регулировать их работу.
Оборудование насосных станций вентильными электродвигателями (ВЭД) позволяет сделать их в два раза более компактными и на 25-30% увеличить их энергоэффективность (рис. 2; табл. 1). Использование ВЭД позволяет с легкостью регулировать частоту вращения от 3000 до 6000 об/мин.
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пластов
В России поддержание пластового давления заводнением является одним из основных видов воздействия на нефтепродуктивные пласты и, повидимому, найдет дальнейшее широкое применение в тринадцатой и последующих пятилетках.
8.1. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления
Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водо-нагнетательные скважины, к добывающим скважинам.
Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой воды на конкретной залежи нефти последовательно прорабатывают следующие вопросы:
определяют местоположение водонагнетательных скважин; определяют суммарный объем нагнетаемой воды; рассчитывают число водонагнетательных скважин; устанавливают основные требования к нагнетаемой воде. Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.
В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождении нашли применение следующие системы заводнения.
Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 8.1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых парападах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности ВНК залежь нефти «запечатана» продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.
Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтянойзоне или у внутреннего контура нефтеносно-
Внутриконтурное заводнение применяютв основном при разработке нефтяных залежей сочень большими площадными размерами. Внутриконтурноезаводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается
сзаконтурным. Для крупных залежей нефти законтурное заводнениенедостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективноработает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, располагаемыхближе к водонагнетательным.
Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путемвнутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф- теносную площадь в эффективную разработку одновременно.
Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательныескважины располагают рядами. При закачке в них водыпо линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефтииз одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваютсяв размерах и, наконец, сливаются, образуя единыйфронт воды, продвижение которого можно регулировать также, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образованияединого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют«через одну». В промежутках проектные водонагнетательныескважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие,осуществляя в них форсированный отбор. По мере появленияв «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.
Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядамводо нагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающихскважин и между скважинами в ряду выбирают,основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.
Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади.
Большое преимущество описываемой системы — возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого- эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.
На рис. 8.2 показана схема разработки Ромашкинского ме сторождения, Татарская АССР, при внутриконтурном заводне нии.
Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных скважин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки.
В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.
Разновидность системы внутриконтурного заводнения — бло ковые системы разработки.
Блоковые системы разработки находят применение на место рождениях вытянутой формы с расположением рядов водона гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 8.3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская область). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки.
Преимущество блоковых систем заключается в следующем.
1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизу- ченной на стадии разведки месторождения части пласта.
2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.
3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами поддержания пластового давления.
4. Упрощается обслуживание системы поддержания пластового давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.).
5. Компактное, близкое расположение добывающих и водонагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах.
Широкое распространение получили блоковые системы на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.
Блоковые системы разработки предполагают расположение водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных полого залегающих антиклинальных складок целесообразно расположение водонагнетательных скважин по оси складки.
В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.
Заводнение пластов при расположении водонагнетательных.скважин у оси складки получило наименование осевое заводнение.
Все преимущества блоковых систем разработки характерны и при осевом заводнении.
Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.
При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- к девятиточечным системам.
На рис. 8.4 показаны основные схемы площадного заводнения. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.
Так, в четырехточечной системе (см. рис. 8.4) соотношение между нефтедобывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе—1:1, при семиточечной
системе—1:2, при девятиточечной системе—1:3. Таким образом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.
Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.
В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и па
площади происходят преждевременные прорывы воды к добы-
вающим скважинам по более проницаемой части пласта, что
сильно снижает-добычу нефти за безводный период и повышает
водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желатель-
но применять при разработке более однородных пластов.
Очаговое заводнение— это дополнение к уже осуществленной
системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При
этой системе заводнения группы нагнетательных скважин раз-
мещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности
использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо
изученном геологическом строении продуктивного пласта очаго-
вое заводнение можно применять как самостоятельную систему
Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.
При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной или четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к нефтедобывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как нефтедобывающую, но и как водонагнетательную.
Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними.
Избирательная система с успехом применена на месторождениях Татарской АССР.
Барьерное заводнение. При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть.
Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном месторождении Карадаг Азербайджанской ССР.
Что такое система поддержания пластового давления ппд
Изначально нефтяной пласт — это черный ящик, содержащий нечто ценное. Чтобы попытки извлечь содержимое не оказались безуспешными, необходима подготовительная работа, которая позволит понять характер и свойства залежи
Профиль залежи
Разработка залежей углеводородов (УВ) начинается с оценки физико-химических свойств самих УВ и свойств пласта — давления, температуры. От совокупности этих данных будет зависеть способ извлечения нефти на поверхность.
Следующий шаг — определение химического состава нефти, влияющего на ее плотность, вязкость, закономерности движения в пласте и особенности эксплуатации месторождения. Компонентный состав нефти включает в себя как углеводороды с различной молярной массой — от легких до тяжелых, так и разные примеси — смолы, парафины, асфальтены. Тяжелая нефть — высоковязкая, выгнать ее из пласта непросто, для этого требуются дополнительные технологии. Но и добыча легкой нефти может быть осложнена. Так, парафины откладываются в трубах, а некоторые смолы способствуют прилипанию капель нефти к породе коллектора. Все эти факторы нужно учесть, прежде чем приступить к промышленной разработке месторождения.
Геофизические методы исследования скважин при бурении и эксплуатации
Геофизические методы исследования скважин (каротаж скважин) применяются для изучения характеристик залежи в околоскважинном и межскважинном пространстве. С их помощью можно получить информацию о глубине залегания нефтяного пласта, его толщине, пористости, температуре, проницаемости и литологическом составе пород коллектора, пластовом давлении, количестве и составе флюидов, вытекающих из разных интервалов эксплуатационной скважины, техническом состоянии самой скважины.
Геофизические исследования проводятся и в уже пробуренных скважинах, и во время их бурения, и даже во время процесса добычи. Исследования основаны на применении всевозможных физических методов, позволяющих регистрировать и затем изучать различные физические поля. Всего известно более 50 различных методов ГИС и их разновидностей. Их можно разделить на пять групп по типу исследуемых полей — электрические, ядерные, термические, сейсмоакустические, магнитные. Особенность современных геофизических исследований — в возможности оперативно передавать и обрабатывать получаемую информацию, а значит — быстро принимать решения о дальнейших работах на скважине и в целом на месторождении.
Под давлением
Отдельно изучаются свойства самого пласта. А именно — его энергетические характеристики. Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.
Энергия пласта обусловлена действием силы тяжести, а характеристикой, отражающей ее величину, принято считать пластовое давление. В частности, огромные массы верхнележащих пластов давят на породы коллектора и на содержащиеся в нем жидкости. Чем большее сжатие испытывает нефтяной пласт, тем значительнее накопившаяся в нем энергия упругих сил, которая впоследствии заставляет нефть выдавливаться из пласта в добывающую скважину. При вскрытии продуктивного пласта в скважине образуется зона пониженного давления, куда и устремляется жидкость. В результате извлечения нефти пластовое давление падает, что позволяет расширяться как самой нефти, так и зернам сжатой породы коллектора. Как следствие — поровое пространство, содержащее нефть, сужается, вытесняя нефть в скважину. Этот процесс может продолжаться до тех пор, пока давление в пласте не сравняется с давлением в скважине. Такой режим извлечения нефти из залежи называют упругим.
Впрочем, как правило, на нефть в пласте действует сразу несколько выталкивающих сил. Нередко решающим энергетическим фактором становится напор пластовых (подошвенных) вод. Подстилающая нефтяную залежь вода также находится под действием давления, зависящего от глубины. Как только нефть вытекает из пласта и пластовое давление понижается, вода начинает расширяться и устремляется в пласт, способствуя дальнейшему вытеснению нефти. Это упруговодонапорный режим. Если же пластовые воды имеют гидродинамическую связь с поверхностью земли и постоянно подпитываются от внешнего источника, то их давление на нефть может оказаться решающим, значительно превышающим действие сил упругости. В этом случае говорят о водонапорном режиме.
Вносит свой вклад в общее дело и газ, всегда присутствующий в залежи в том или ином виде. Если месторождение содержит газовую шапку, то при падении пластового давления газ, так же как и вода, расширяется, вытесняя нефть (газонапорный режим). При отсутствии газовой шапки движущей силой может стать газ, растворенный в нефти. Здесь важен такой фактор, как давление насыщения, при котором газ растворяется в нефти. Если давление окружающей среды меньше давления насыщения, то газ расширяется и покидает жидкость, оказывая на нее вытесняющее воздействие. Такой режим называется режимом растворенного газа и в чистом виде проявляется при отсутствии связи с подошвенными водами, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти. Недостаток такого режима в том, что дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости и потере текучести.
Перечисленные выше режимы работы пласта — природные. Здесь перемещение нефти зависит лишь от действия естественных сил. Эксплуатация залежи с помощью природных режимов практикуется только на начальном этапе разработки и носит название первичной добычи. При этом может использоваться один или несколько режимов одновременно. Например, разработка большого месторождения может начинаться с режима растворенного газа, затем добавляется влияние газовой шапки, а при извлечении достаточного количества жидкости имеет смысл снизить давление в зоне, примыкающей к пластовым водам, и в полной мере задействовать водонапорный режим.
Гидродинамические исследования скважин
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — это совокупность мероприятий, направленных на измерения различных параметров пласта и пластовых флюидов — давления, температуры, дебита и т.д. Основной метод ГДИС заключается в гидропрослушивании пласта, в ходе которого на пласт оказывается определенное воздействие, а затем изучается ответная реакция на это воздействие. На практике корректируется режим работы одной из скважин (возмущающей) и измеряется изменение давления в других скважинах (реагирующих). Смена режима работы возмущающей скважины может быть достигнута за счет остановки или, наоборот, пуска ее в работу, изменения забойного давления, а следовательно, и дебита скважины.
Цели проведения ГДИС различаются в зависимости от стадии разработки месторождения. Если речь идет о разведочном этапе, то определяются границы пласта, его проводимость, возможные дебиты. Во время промышленной разработки помимо характеристик пласта важной становится оценка эффективности выбранной сетки скважин. На заключительной стадии ГДИС позволяют отследить эффективность применения дополнительных усилий для повышения нефтеотдачи.
Искусство вытеснения
Нефтеотдача на природных режимах разработки залежи далеко не всегда обеспечивает экономическую эффективность. Поэтому нередко уже на начальном этапе естественную энергию пласта поддерживают или увеличивают с помощью процесса поддержания пластового давления (ППД) — дополнительной закачки в пласт воды или — реже — газа. Нагнетание жидкости в истощенный пласт принято называть вторичным методом добычи.
Создание искусственного водонапорного режима (заводнения) требует бурения нагнетательных скважин. В зависимости от того, в каком месте пласта бурятся эти скважины, заводнение называют законтурным, приконтурным или внутриконтурным. Выбор типа заводнения и взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин (сетки скважин) — одна из важнейших задач, от решения которой зависит эффективность разработки всего месторождения и отдельных его участков. Просчеты с выбором сетки скважин приводят к снижению дебитов, низким экономическим показателям разработки и быстрому обводнению (см. врез) залежи. К тому же каждая новая скважина — это существенное увеличение капитальных затрат.
0,7 достигает коэффициент извлечения нефти при водонапорном режиме добычи
Поддержание пластового давления
Вы будете перенаправлены на Автор24
Методы поддержания пластового давления
Пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе, которое установилось в нем до начала извлечения на поверхность полезного ископаемого.
Целями поддержания пластового давления являются: снижение количества добывающих скважин, снижение затрат на добычу одной тонны полезного ископаемого, увеличение дебита скважин. Основным способом поддержания пластового давления является заводнение.
Заводнение – это технологический процесс, целью которого является поддержание внутрипластового давления и выталкивания нефти к скважинам с помощью закачки в нефтеносный пласт воды.
Заводнение бывает следующих видов:
Законтурное заводнение используется в том случае, если продвижение грунтовых вод в пласте не компенсирует объемы извлекаемого полезного ископаемого. Из-за этого процесса происходит снижение пластового давления и уменьшение дебита скважин. С целью компенсировать объемы извлеченного полезного ископаемого в пласт закачивается вода через нагнетательные скважины, которые располагают за внешним контуром нефтеносности.
Приконтурное заводнение применяется для пластов, где установилась низкая проницаемость в законтурной части. При этом способе нагнетательные скважины располагаются в водонефтяной зоне продуктивного пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности. Схемы законтурного и приконтурного заводнения изображены на рисунке.
Рисунок 1. Схемы законтурного и приконтурного заводнения. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ
Готовые работы на аналогичную тему
При внутриконтурном заводнении восстановление или поддержание пластового давления производится с помощью закачки воды в нефтенасыщенную часть пласта. Пример схемы внутриконтурного заводнения изображена на рисунке:
Рисунок 2. Пример схемы внутриконтурного заводнения. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ
На территории Российской Федерации используется несколько видов внутриконтурного заводненения, среди которых:
Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды по всей площади нефтеносности. Площадная система заводнения, в зависимости от количества скважино-точек каждого элемента может быть линейной, четырех-, пяти-, семи-, девятиточечной.
Методы контроля поддержания пластового давления
Применяемые методы поддержания пластового давления подвергаются обязательному контролю. В основном это решается геофизическими методами. В этом случае основными задачами контроля за поддержанием пластового давления являются: контроль технического состояния нагнетательных и эксплуатационных скважин, определение обводненных прослоев и слоев, оценка приемистости пластов, оценка притока пластовой жидкости из разных частей, определение параметров и свойств притекающей жидкости, контроль продвижения контура нефтегазоносности, контроль перемещения водонефтяного контакта и газоводяного контакта.
Геофизические исследования для контроля поддержания пластового давления проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: нагнетательных, контрольных, находящихся на ремонте, фонтанирующих, пьезометрических, а также тех, которые оборудованы глубинными насосами. Современны приборы позволяют проводить все необходимые измерения через колонны насосно-компрессорных труб во время фонтанирования или через зазор между штангами глубинного насоса и обсадными колоннами.
Требования к системам поддержания пластового давления
Система поддержания пластового давления должна обеспечивать рациональное и централизованное размещения всего оборудования, в зависимости от внешних условий (ландшафт, погода и т.п.). Система поддержания пластового давления должна обеспечивать: закачку воды в продуктивные пласты в соответствии с технологическими проектами; подготовку закачиваемой воды до необходимых кондиций (состав, свойства и т.п.); возможность проведения всех исследований; герметичность и надежность всего используемого оборудования и средств; возможность изменения режима работы скважин.
Также мощность систем поддержания пластового давления должна обеспечить максимальную закачку воды по каждом технологическому блоку.