12.1. Техника и технология применения систем ппд
В настоящий момент в системе добычи нефти и газа для осуществления ППД используют различные технологические жидкости (ТЖ), которые помимо закачки в пласт широко применяются для следующих целей:
повышения нефтегазоотдачи ( ПНГО );
проведения подземного ремонта скважин ( ПРС );
капитального ремонта скважин ( КРС );
обработки призабойной зоны пласта ( ПЗП ) с целью интенсификации притока ( ИП ) и ограничения водопритока ( ОВП );
удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО );
разрушения отложений минеральных примесей (МП ).
При всем многообразии областей применения ТЖ основным направлением является использование технологических сред для ППД и ПНГО. Эта сфера занимает первое место по объему используемой технологической жидкости. Ее доля среди общего объема «технологической» жидкости, используемой на нефтяных месторождениях, может быть оценена в 85 – 95 %.
Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.
Подготовка и закачка ТЖ в пласт для целей поддержания пластового давления ( ППД ) и повышения нефтеизвлечения ( ПНИ ) формируют крупную подотрасль в нефтегазовой отрасли. Объемы закачки ТЖ в несколько раз превышают объемы добычи нефти.
Анализ современной ситуации в нефтегазодобывающих объединениях показывает, что в условиях ограниченных поставок оборудования, труб и химических реагентов наиболее актуальным на сегодняшний день является вопрос ограничения закачки и отбора воды без ущерба для добычи. При решении этого вопроса главенствующее положение занимают затраты на подготовку и закачку ТЖ, включая смежные затраты во всей системе добычи, с другой – технологический и экономический эффект.
Технологические жидкости
Для закачки в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления и повышения нефтегазоотдачи используют индивидуальные среды, растворы различных веществ, композиции веществ, представляющие собой побочную продукцию или отходы крупнотоннажных процессов нефтедобычи, нефтехимии или иных производств, а также некоторые другие жидкости.
Все нагнетаемые в пласт технологические среды делятся на две крупные группы, характеризующиеся сменой фазового состояния при изменении термобарических условий транспортировки и закачки ( рис. 1 ).
Технологически стабильные среды (ТСС) при любых условиях сохраняют однофазность, включая не режимные состояния ( отказ, остановка, заполнение и т.д).
Технологически нестабильные среды ( ТНС ) в процессе их перемещения от источника до пласта могут менять свое фазовое состояние.
Среди ТСС наибольшее применение находят :
пресная или минерализованная вода поверхностных или подземных источников (речная, морская, озерная, пластовая), условно относимая к «первичной» воде;
сточная пластовая вода ( вода отделенная от нефти и повторно закачиваемая в пласт – «повторная» );
растворы полимеров в «первичной» или «повторной» воде;
растворы поверхностно-активных веществ в «первичной» или «повторной» воде;
растворы иных веществ в воде.
Группа ТСС обладает различной физико-химической стабильностью, обусловленной влиянием термобарических и механических условий. Иерархия этих сред по степени влияния на внешних факторов показана на рис 9.
Под воздействием внешних факторов вязкость полимерных растворов часто снижается. Они теряют свою основную технологическую способность – повышать коэффициент охвата пласта n охв. . Разрушение структуры раствора под воздействием внешних факторов ведет к снижению нефтевытесняющих качеств оторочек из полимерных растворов. Чтобы применение таких ТСС было высокоэффективным необходимо предпринимать специальные меры, компенсирующие негативные факторы.
В составе сточных пластовых вод, помимо основного носителя – воды можно выделить три основных компонента:
тяжелые углеводороды – УВ ;
механические примеси – МП;
сульфид железа – FeS , являющийся компонентом повышенной плотности.
Таким образом, группа ТСС включает в себя жидкости с различной степенью устойчивости ( рис. ).
Среди ТНС наибольшего распространение в нефтепромысловой практике получил диоксид углерода ( СО 2 ).
Рис. 9 Классификация нагнетаемых сред
Термобарические условия механические условия
Т – температура; Тур. – турбулентность в трубах;
Р – давление; СМ – «смятие» в насосах и сужениях