Современные требования, предъявляемые к воде, закачиваемой в пласты

Требования, предъявляемые к качеству пресной воды. Для успешного осуществления процесса заводнения к качеству воды предъявляются определенные требования. Механические примеси и микроорганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, кольматируют поверхность фильтрации и заиливают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин.

В тех случаях, когда для заводнения пластов, насыщенных сероводородной жидкостью, применяется вода, содержащая железо и кислород, в пористой среде может происходить образование твердых осадков гидрата закиси FeS и элементарной серы.

Согласно существовавшим правилам и инструкциям вода, предназначаемая для закачки в пласты, должна была содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа. Опыт, накопленный по заводнению нефтяных месторождений, как у нас, так и за рубежом, показывает, что такой глубокой степени очистки воды не требуется. Более того, более важным фактором являются размеры частиц, а их количество, выражаемое в мг/л – вторично [2]. Качество воды для заводнения следует нормировать для каждого конкретного месторождения с учетом коллекторских свойств пластов, применяемого метода заводнения – внутриконтурного или законтурного и целого ряда других факторов.

Кроме механических примесей в закупорке пор продуктивных пластов активное участие принимают различные микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой воде. Наиболее опасными из них являются сульфатвосстанавливающие бактерии, развитие и деятельность которых отмечается на месторождениях многих регионов. Установлено, что активная деятельность сульфатвосстанавливающих бактерий отмечается уже через один год после начала закачки воды в пласты. При этом бактерии способны почти полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде с образованием сероводорода до 100 мг/л.

Пресная вода, закачиваемая в залежь, иногда является главной причиной ухудшения коллекторских свойств пластов в связи с разбуханием глинистых материалов, входящих в состав пород. При значительном количестве глин в пласте целесообразно использовать для заводнения не пресные, а минерализованные воды, которые практически не вызывают разбухания глин, а, следовательно, не уменьшают по этой причине приемистости нагнетательных скважин.

Уменьшение приемистости нагнетательных скважин вызывается также кольматацией пор пласта продуктами коррозии труб, по которым закачивается вода в пласт. При подготовке и закачке воды в пласт происходит химическая и электрохимическая коррозия металла труб. Продукты коррозии труб, попадая в призабойную зону скважины и оседая в ее фильтровой части, за короткий промежуток времени могут снизить приемистость этой скважины до нуля.

Следует иметь в виду, что снижение приемистости нагнетательных скважин может иметь место даже при закачке в пласты очень чистой воды. Это связано с естественной деградацией пласта и кольматацией поровых каналов подвижными частицами, изначально содержавшихся в самом пласте. Нельзя выпускать из виду, что в подавляющем большинстве случаев пласт не работает как чисто фильтрующая система, так как в противном случае он был бы кольматирован в считанные часы. Движение жидкости осуществляется, прежде всего, по трещинам и каналам высокой проницаемости.

Наиболее достоверные данные о качестве воды для заводнения и об оптимальном значении давления нагнетания можно получить лишь в результате пробных закачек воды в пласты с использованием глубинных расходомеров, которые фиксируют поглощающую способность отдельных пропластков, слагающих продуктивный горизонт [2]. При пробной закачке можно выяснить не только допустимое содержание механических примесей в воде, но и оптимальный размер взвешенных частиц, которые могут проходить по порам и проводящим каналам пласта, не снижая приемистости скважин в чрезмерных пределах.

Следует иметь в виду, что качество пресных вод в различные сезоны года может изменяться в очень широких пределах. Так, наивысшая концентрация взвесей в пресных поверхностных водах достигается весной во время таяния снегов. Взвеси состоят в основном из глины и ила с размером частиц до 60 мкм, плотностью 2,65 г/см3. Летом появляется планктон плотностью, близкой к единице, и размером в несколько сот микрон. Это очень важно знать и учитывать в практических действиях.

В целом, в наиболее общем виде к пресной воде предъявляются следующие требования:

- содержание кислорода в воде должно быть исключено;

- в воде не должны содержаться планктон и водоросли;

- концентрация сульфатвосстанавливающих бактерий не должна превышать одной единицы на миллилитр воды;

- содержание основных аэробных бактерий не должно превышать 10 млн/мл;

- для подавления деятельности бактерий должны быть применены соответствующие бактерициды;

- допустимая концентрация и размеры взвесей (ТВЧ, нефть и т.д.) в закачиваемой воде определяются по методике НТЦ «ЭКОТЕХ» с учетом коллекторских свойств и результатами ТЭО;

- температура закачиваемой воды не должна отрицательно влиять на нефтеотдачу и выпадение парафина;

- закачиваемая вода должна быть совместима с пластовой и не формировать осадков.

Требования, предъявляемые к качеству пластовой воды:

Воды, добываемые вместе с нефтью на поверхность, называются пластовыми. Как известно, по мере разработки нефтяных месторождений количество добываемых вместе с нефтью пластовых вод увеличивается и на конечной стадии разработки может достигать 95-98 %.

По составу, плотности и физико-химическим свойствам пластовые воды различных месторождений неодинаковы. Для сравнения химического состава и оценки их качества пластовые воды классифицируют по Ч. Пальмеру или В.А. Сулину.

Все пластовые воды по Ч. Пальмеру в зависимости от соотношений содержащихся в них ионов Na⁺, K⁺ и Cl^-, SO4², NO3^- разделяются на пять классов, основными из которых являются 1 класс – щелочные и III класс – жесткие (хлоркальциевые) воды [2].

Все пластовые воды по классификации В.А. Сулина подразделяются на четыре класса: 1) сульфатнонатриевые; 2) гидрокарбонатнонатриевые; 3) хлормагниевые и

4) хлоркальциевые. В свою очередь, каждый класс разделяется еще на три группы вод: гидрокарбонатные, сульфатные и хлоридные, а также группа включает три подгруппы: кальциевые, магниевые и натриевые.

Принадлежность пластовых вод к тому или иному типу устанавливают лабораторным анализом соотношения количеств отдельных ионов.

Для оценки химического состава пластовых вод обязательно определяют шесть ионов: Cl^-, SO4², HCO3^-, Ca²⁺, Mg²⁺, Na⁺, а также плотность и водородный показатель воды (pH). Такой анализ называется стандартным или шестикомпонентным. Иногда дополнительно в пластовых водах определяются содержание следующих ионов: I^-, Br^-, NH⁴⁺, CO3²⁺, Fe²⁺, H2S.

Пластовые воды, добываемые вместе с нефтью и содержащие бром (Br) и иод (I), часто перерабатывают на специальных заводах для получения этих продуктов в чистом виде.

Кроме указанных характеристик пластовых вод важными показателями являются также степень минерализации и содержание растворенных газов.

Под минерализацией пластовых вод понимается суммарное содержание в воде растворенных неорганических солей.

Согласно акад. В.И. Вернадскому, все пластовые воды (и поверхностные в том числе) по величине минерализации разделяются на четыре класса: 1) пресные с минерализацией до 1 г/л; 2) солоноватые (слабоминерализованные) – от 1 до 10 г/л; 3) солевые (минерализованные) – от 10 до 50 г/л и 4) рассолы, минерализация которых выше 50 г/л.

Для различных месторождений минерализация пластовых вод изменяется в пределах от 15 до 3000 г/л. Минерализация пластовых вод, как правило, растет с глубиной залегания продуктивных горизонтов, из которых извлекается нефть.

С повышением минерализации воды увеличивается ее плотность, которая может достигать в отдельных случаях 1,5 г/см3.

Перекачка высокоминерализованной пластовой воды насосами требует повышенного расхода мощности двигателей, однако, вместе с этим у высокоминерализованных вод улучшаются процессы отстаивания нефти от воды, уменьшается набухание глинистых частиц продуктивного пласта и понижается температура замерзания этой воды [2].

В пластовых водах могут присутствовать следующие газы: азот (N2), сероводород (H2S), углекислый газ (СО2), кислород (О2), метан (СН4), этан (С2Н6) и др. в количестве от 15 до 200 л/м3 воды в зависимости от давления температуры, минерализации.

Вязкость пластовой воды зависит в основном от температуры и может изменяться в пределах 0,2-2 сП.

В настоящее время вместе с нефтью добывается около 550-600 млн.м3 пластовых вод в год.

К пластовым сточным водам, подлежащим закачке в продуктивные пласты, обычно предъявляются следующие основные требования:

- стабильность химического состава закачиваемой воды;

- повышенная нефтевымывающая способность;

- вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин;

- не должна быть коррозионно-активной;

- затраты на очистку и подготовку воды должны быть минимальными;

- совместимость с водой, содержащейся в пласте;

- высокая степень чистоты (низкое содержание кольматирующих поровое пространство взвесей и отсутствие ингибиторных гелей), обусловливающая максимальную длительность межремонтных периодов и поддержание высокой степени приемистости нагнетательных скважин, вскрывших пласты с различными характеристиками, которая определяется индивидуальными расчетами, учитывающими коллекторские свойства пластов по методике НТЦ «ЭКОТЕХ»;

- температура воды должна исключать существенное охлаждение пласта, изменение вязкостных характеристик вытесняемой нефти и возможность выпадения АСПО в пористой среде пласта и особенно призабойной зоне;

- закачиваемая вода не должна содержать в себе кислород в количествах, поддерживающих жизнедеятельность микроорганизмов, вызывающих формирование гидратов окиси железа, вызывать усиление коррозии оборудования;

- закачка в пласт сероводородсодержащих вод должна осуществляться через систему ППД в антикоррозионном исполнении;

- концентрация минеральных солей в пластовой сточной воде при ее смешении с пресной или в результате естественного разубоживания должна поддерживаться на уровне более 100 г/л, что позволяет подавлять жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий [2];

- при закачке воды в пласты, содержащие набухающие глины, концентрация в ней ионов Ca и Mg должно быть выше 10% от общего содержания ионов всех других типов.

Стабильность химического состава пластовой сточной воды означает, что в подготовленной для нагнетания воде при хранении и перекачке не должны образовываться твердые взвешенные частицы за счет химических реакций.

Большинство пластовых сточных вод имеет низкую стабильность, что связано со значительным содержанием в них ионов бикарбонатов НСО3^- и солей закисного железа в форме бикарбоната Fe(HCO3)2.

Если пластовая сточная вода контактирует с кислородом воздуха, то происходит реакция, в результате которой образуется осадок гидрата окиси железа, приводящий к снижению приемистости нагнетательных скважин, и весьма коррозионно-агрессивный углекислый газ.

Повышенная нефтевымывающая способность. Закачиваемая в пласт вода должна обладать достаточной нефтевымывающей способностью, обеспечивающей при заводнении не менее 60% добычи от балансовых запасов нефти. На увеличение коэффициента нефтеотдачи продуктивных горизонтов при их заводнении существенно влияют ПАВ, которые содержаться в пластовой сточной воде. Вода, содержащая ПАВ, обладает низким поверхностным натяжением на границе с нефтью и значительно эффективнее смачивает породы продуктивных пластов, т.е. она более полно отмывает нефть, удерживаемую на поверхности поровых каналов под действием капиллярных и адгезионных сил.

Значительная часть ПАВ, содержащихся в воде, адсорбируется на поверхности пород, поэтому добавку ПАВ к воде целесообразно применять при внутриконтурном заводнении пластов с небольшим содержанием воды, в результате чего концентрация ПАВ на поверхности капилляров увеличивается, что ведет к повышению нефтеотдачи. Естественно, что вода не должна вызывать быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин. Для поддержания, приемистости их на определенном уровне и содержание механических примесей и количество нефти в пластовой сточной воде, закачиваемой в продуктивные пласты, должно быть строго регламентировано для каждого месторождения. При этом следует иметь в виду, что размеры частиц всегда первичны, а их масса в мг/л – вторична [2].

3.2 Характеристика пластового давления на Южно – Мартовском поднятии I объекта разработки

Участок ЮМП I объекта, находящийся в первой стадии разработки характеризуется ухудшенными коллекторскими свойствами и, как видно из рисунка 4.1 и графика 4.1, низким текущим пластовым давлением.

Рисунок 4.1 – Карта изобар ЮМП старооскольского пласта на 2013 год

График 4.2 – Зависимость Pпл. и накопленной добычи жидкости I объекта ЮМП Мартовского месторождения на 2014 год

Энергетическое состояние I объекта ЮМП не удовлетворительное, с начала разработки пластовое давление снизилось на 13,3 МПа (Рпл нач = 43,2 МПа).

Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов. На графике 4.3 показана добыча жидкости по 3 в скважинам в первые годы эксплуатации.

График 4.3 – Изменение добычи с течением времени

С учетом полученных результатов был сделан вывод, что для разработки участка данного объекта необходимо создание мощной эффективной системы ППД и недопущения падения пластового давления в дальнейшем.

3.3 Анализ системы поддержания пластового давления на Южно – Мартовском поднятии I объекта

В проекте эксплуатации участка ЮМП I объекта месторождения запланировано проводить закачку воды в продуктивные пласты с целью повышения эффективности разработки данного месторождения. На графике 4.4 видно, что с 2004 г. по 2006 г. происходит резкое падение пластового давления и возникает потребность в воздействии на пласт с помощью заводнения. В 2007 году с вводом в эксплуатацию одной нагнетательной скважины 4 бис пластовое давление увеличивается на 1,4 МПа,а в последующие годы с запуском новых добывающих и нагнетательных скважин плавно снижается (в определенные моменты времени стабилизируется, держится на одном уровне).

График 4.4 – Изменение пластового давления на ЮМП

На графике 4.5 показана среднесуточная добыча нефти и воды по годам

График 4.5 – Добыча нефти и воды с течением времени

В 2008 года с вводом в эксплуатацию новых нагнетательных скважин (1533, 1509) в продукции добываемых скважин происходит увеличение количества воды, а с 2011 вовсе становится больше чем нефти.

В таблице 4.1 и на графике 4.6 представлены объемы закачиваемой воды по годам.

В таблице 4.2 представлены показатели приемистости скважин.

Таблица 4.1 – Динамика закачки воды с течением времени, м³

скважина	2007г.	2008г.	2009г.	2010г.	2011г.	2012г.	2013г.	2014г.
4 Бис
всего

График 4.6 – Изменение количества закачиваемой воды с течением времени

Таблица 4.2 – Среднегодовая приемистость нагнетательных скважин, м³/сут

скважина	2007г.	2008г.	2009г.	2010г.	2011г.	2012г.	2013г.	2014г.
4 Бис	490,4	343,2	278,79	277,63	217,55	208,47	138,31	311,0
			197,17	199,37	192,45	168,19	150,87	135,08
		195,1	125,29	107,09	78,35	107,08	68,07	60,15
		145,3	112,42	50,70	134,98	90,77	82,10	193,82
				24,00	24,30			0,0
							80,0	76,45

В таблице 4.3 и 4.4 представлены годовые отборы нефти и воды по каждой скважине. На графике 4.7 показаны суммарные годовые отборы нефти и воды по всем скважинам.

Таблица 4.3 – Годовая добыча нефти ЮМП по годам, т

скважина	2007г.	2008г.	2009г.	2010г.	2011г.	2012г.	2013г.	2014г.

Продолжение таблицы 4.3

1537гор
Всего

Таблица 4.4 – Годовая добыча воды ЮМП по годам, т

скважина	2007г.	2008г.	2009г.	2010г.	2011г.	2012г.	2013г.	2014г.
1537гор
Всего

График 4.7 – Добыча нефти и воды с течением времени

Основной проблемой применения системы ППД является прорыв воды в добывающие скважины и резкий рост обводненности продукции. На ЮМП I объекта, находящегося в первой стадии разработки обводненность на 2014 составляла 66,1%. Динамика обводненности некоторых скважин на ЮМП по годам представлена в таблице 4.5 и на графике 4.8.

Таблица 4.5 – Динамика обводненности скважин на ЮМП по годам, %

скважина	2007г.	2008г.	2009г.	2010г.	2011г.	2012г.	2013г.	2014г.
	1,4	1,5	1,7	1,4	1,4	1,3	1,3	1,3
	-	-	1,3	1,4	26,5	80,1	90,1	92,6
	1,4	1,4	1,4	1,8	1,2	69,7	-	98,1
	1,4	1,3	2,3	1,4	1,4	1,4	2,4	4,3
	2,4	6,7	-	-	-	-	5,6	2,0
	1,4	-	2,2	1,4	28,9	87,8	87,1	88,6
	1,4	1,8	1,4	1,4	1,5	-	-	-
	1,5	-	4,7	4,5	1,6	1,4	1,3	36,2
	1,9	1,9	2,7	1,6	10,1	76,6	96,9	90,0
	1,4	2,1	2,4	1,4	2,4	-	-	-
	-	-	1,5	1,4	1,4	-	-	-
	1,4	21,1	73,9	88,5	93,9	92,0	94,9	95,1
	1,6	1,4	1,5	2,4	8,5	3,5	12,4	7,3
1537гор	2,2	1,2	23,5	57,8	92,2	73,6	74,8	89,6
Всего	1,6	4,0	9,3	12,8	20,8	48,7	46,7	55,0

График 4.8 – Динамика обводненности скважин

Для эффективной добычи необходимо бороться с обводненностью и предупреждать новые прорывы воды в добываемые скважины. На ЮМП I объекта годовая добыча нефти в 2014 г. составила 69,1 тыс.т, что соответствует текущему нефтеизвлечению 3,7% и использованию НИЗ (кат. В+С₁+С₂) – 9,9%. В процентном соотношение обводненность в несколько раз превышает НИЗ. В графическом приложении

7 преставлена карта накопленных отборов.

Зона с пониженным пластовым давлением расположена в центральной части залежи, где наблюдается отсутствие влияния закачки от нагнетательных скважин на работающие добывающие, скважины характеризуются низкой продуктивностью.

В зонах пониженного Рпл необходимо усилить систему ППД путем ввода из бурения под закачку новых нагнетательных скважин. В проекте предусмотрен ввод новых скважин: 1252н, 1236н, 1518н, 1216н.

3.4 Прогноз разработки Южно – Мартовского поднятия I объекта месторождения

На основании текущих и предполагаемых показателей работы скважин был выполнен прогноз разработки ЮМП.

На графике 4.9 представлена текущая характеристика вытеснения

График 4.9 – Текущая характеристика вытеснения

На графике 4.10 представлена предполагаемая характеристика вытеснения построенная по аналогии с характеристиками других месторождений с терригенным коллектором.

График 4.10 – Предполагаемая характеристика вытеснения

В таблице 4.6 представлены показатели добычи всего действующего фонда на начало 2014 года.

Таблица 4.6 – Показатели добычи за первый месяц 2014 года

№ скв.	Год ввода в эксплуатацию	Начальный дебит жидкости, т/сут	Время работы скважин в году, cут	Начальная обводнённость, %	Начальный дебит нефти, т/сут
		44,65	364,92	1,37	44,65
		62,32	348,42	93,94	62,32
		35,00	127,54	97,14	35,00
		8,97	116,00	3,96	8,97
		5,00	203,92	7,14	5,00
		38,90	329,00	94,69	38,90
		24,42	311,08	6,61	24,42
		14,29	329,29	97,74	14,29
		169,03	364,04	95,48	169,03
		38,27	133,00	18,05	38,27
1537гор		90,61	362,04	71,48	90,61
		28,42	313,04	2,05	28,42
		31,42	293,25	7,43	31,42
		52,23	105,00	4,57	52,23

На основание показателей из таблицы 4.6, графика 4.10 и НИЗ в объеме 4500 тыс. т. по методике предоставленной специалистом ООО ЛУКОЙЛ «ПечорНИПИнефть» был составлен прогноз добывных возможностей данного объекта месторождения.

Все расчеты были выполнены через макрос составленный в Microsoft Office Excel.

По результатам расчета программы был построен график 4.11

График 4.11 – Прогнозируемая характеристика вытеснения

По итогам расчета было выявлено, что при текущем режиме работе отбор от НИЗ составляет 72,2 %. На основание этого делам вывод, что система ППД на данном объекте не эффективна.

Рекомендуется выполнить на добывающих скважинах исследования по определению профиля притока, по результатам исследований проведение выравнивания профиля притока (ВПП), гидроразрыв пласта (ГРП), обработки призабойной зоны (ОПЗ) на действующем нагнетательном фонде скважин. Применение ВПП путем закачки гелей позволит создать прочные барьеры на пути фильтрации воды и повысить нефтеотдачу пластов за счёт увеличения коэффициента охвата. ГРП за счет создания новых трещин увеличит приемистость нагнетательных скважин.

4 МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ ЮЖНО – МАРТОВСКОГО ПОДНЯТИЯ I ОБЪЕКТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ