Система поддержания пластового давления

Система поддержания пластового давления (ППД) призвана решить две ос-

новные проблемы: утилизировать подтоварную воду, отделяемую от нефти в процессе ее

подготовки, а также создать необходимую депрессию на нефтяной пласт, обеспечиваю-

щую требуемый дебит добывающих скважин.

Все параметры работы нефтяного пласта определяются проектом разработки

месторождения и контролируются геологической службой промысла.

На рис. 2.5. представлена блок-схема основных сооружений промысла.

Компрессорная высокого давления предназначена для закачки газа в пласт

для ППД, газлифтная компрессорная станция используется для подачи рабочего агента

(нефтяного газа) в систему газлифта для механизации добычи нефти.

Пластовая нефть находится под давлением, соответствующим глубине зале-

гания пласта. Обычно пластовое давление определяется высотой столба воды от пласта до

устья скважин. При отборе нефти из пласта происходит снижение пластового давления.

Если производить отбор нефти без компенсации извлеченного объема, в пласте будет

происходить снижение давления. Нефть при пластовом давлении состоит из жидкости и

растворенного газа. Все добываемые компоненты в пласте находятся в жидком состоянии.

Одним из свойств пластовой нефти является показатель " давления начала разгазирова-

ния". Этот показатель при пластовом давлении, равном 20–25 МПа, составляет 10–7, 0

МПа. Если допустить снижение давления в пласте до давления разгазирования нефти, то

продукцией добывающих скважин окажется нефтяной газ, а нефть, являющаяся целевым

продуктом нефтедобывающего предприятия, останется в пласте. Для поддержания дав-

ления в пласте применяются разные технологии и разные материалы. В 1980-х гг. про-

шлого столетия проводились активные исследования по воздействию на пласт нефтяным

газом, углекислым газом, водой, дымовыми газами одновременно с тепловым воздей-

ствием. При этом исследовались процессы последовательной или одновременной закачки

разных агентов. Из-за дороговизны компрессорного оборудования и большой энергоем-

кости процесса сжатия газов до давления 25–32 МПа, газовые процессы воздействия на

пласт не нашли широкого распространения. Основным агентом, используемым для ППД,

является вода. Вода, закачиваемая в пласт, находится в состоянии длительной циркуля-

ции. По мере продвижения фронта обводненности пласта в направлении от нагнетатель-

ных к добывающим скважинам, происходит увеличение содержания воды в добываемой

продукции скважин. Извлеченная из пласта вода, отделяется от нефти на пунктах сепа-

рации, подготавливается и вновь подается в нагнетательные скважины. Так как из про-

дукции скважин извлекается нефть и нефтяной газ, создается дебаланс по жидкости в

пласте. Из пласта жидкости извлекается больше, чем закачивается. Такое состояние си-

стемы может привести к падению давления в пласте и продукцией добывающих сква-

жин вновь окажется нефтяной газ. Нефть останется в пласте. Чтобы этого не произошло,

привлекается дополнительный объем воды для закачки в пласт из других источников. В

качестве таких источников используется вода сеноманского горизонта, извлекаемая для

- 25 -

этих целей водозаборными скважинами, или пресная вода поверхностных водоемов (рек

и озер).

Газлифтные компрессорные станции используются для механизации добычи

нефти методом газлифта. Газлифтный газ с давлением 7–12 МПа, подается к забою добы-

вающей скважины. В скважине газ смешивается с жидкостью из пласта, газирует ее, сни-

жая тем самым плотность смеси, после чего эта смесь под пластовым давлением вытал-

кивается в нефтесборную сеть и далее на пункт сепарации. Газлифт – это один из спосо-

бов механизации добычи нефти.

При обсуждении проблемы использования попутного нефтяного газа часто

полагают, что система ППД с использованием газа и система газлифтной эксплуатации

скважин каким-то образом связаны с проблемой утилизации газа. Это не так. Газовая си-

стема ППД, как и водяная, является циркуляционной. Газ, поданный в пласт, через не-

который промежуток времени возвращается с продукцией скважин на ДНС, откуда он

должен снова закачиваться в пласт. С течением времени объем газа в системе циркуляции

увеличивается. Если газовую систему ППД реализовать по полному объему закачки, при-

дется каждый год вводить новые мощности КС для закачки газа в пласт. Такая компрес-

сорная станция превратится в долгострой, с продолжительностью строительства, рав-

ной периоду разработки месторождения. При этом объем закачки газа на 15–20 год раз-

работки будет превышать объем добычи газа в 10 раз.

При газлифтной добыче нефти газ циркулирует по малому кругу. Скомпри-

мированный на газлифтной КС газ подается в затрубное пространство добывающей

скважины и вместе с продукцией скважины поступает в нефтесборную сеть. Как видим,

газлифтный газ, как и газ системы ППД, не выводится с промысла, поэтому оба газовых

процесса (ППД и газлифт) нельзя относить к процессам утилизации газа.

Компрессорные станции ППД и газлифта на месторождениях Западной Си-

бири применяются крайне редко. Основным агентом для ППД является подтоварная вода

и вода с водозаборов, поступающая с КНС в нагнетательные скважины.

В состав сооружений, обеспечивающих поддержание пластового давления,

входят следующие:

– водозаборные сооружения;

– установка подготовки подтоварной воды;

– водоводы низкого давления,

– кустовая насосная станция;

– водораспределительные гребенки и водоводы высокого давления;

– нагнетательные скважины.

В качестве водозаборных сооружений используются чаще всего водозабор-

ные скважины, пробуренные на кустовых площадках на сеноманский горизонт. Реже ис-

пользуются сооружения, забирающие пресную воду из рек и озер. Использование пресной

воды в системе ППД нецелесообразно, так как она обогащена кислородом и способству-

ет активизации коррозионных процессов в стальных трубопроводах.

Подтоварная вода обогатилась минеральными солями при контакте с породой

в нефтеносном пласте, после чего стала непригодной для водопользования. Она представ-

ляет определенную опасность для флоры и фауны, поэтому ее нельзя сбрасывать на рель-

еф и в водоемы.

В качестве основного оборудования на установках подготовки воды исполь-

зуются отстойники гравитационного типа. В них проводится дополнительная сепарация

для удаления газа, отделяются следы нефти и механические примеси. Подготовленная

вода подается на вход КНС. Для закачки воды в пласт используются центробежные насо-

сы типа ЦНС с давлением 12–20 МПа большой мощности. Вода с КНС по водоводам вы-

сокого давления распределяется по кустовым площадкам, удаленным от КНС на 10–18

км. Высоконапорные трубопроводы системы ППД прокладываются в общем промысло-

вом коридоре коммуникаций. В этих коридорах прокладываются нефтесборные сети, ав-

тодороги, линии электропередачи, а при необходимости и газопроводы.

На кустовых площадках вода распределяется по нагнетательным скважинам.

Блок распределения воды имеет средства контроля за объемом закачки индивидуально по

каждой скважине и средства регулирования расхода.

- 26 -

Сеть распределения воды системы ППД имеет один источник (насосная

станция) и много стоков (нагнетательные скважины). Конфигурация сети подобна дереву, у

основания которого находится КНС, а на окончании веток – нагнетательные скважины.

Гидравлический расчет водоводов высокого давления производится по методике Ше-

велева Ф, А., которая отличается от методики Дарси–Вейсбаха [5] величиной коэффициен-

та гидравлического трения. Методика Шевелева Ф.А. представлена в СМ 53–80 " Гидрав-

лический расчет высоконапорных водоводов для объектов поддержания пластового дав-

ления" [6] (Гипротюменнефтегаза).

Расчет водоводов высокого давления на прочность также имеет свою индиви-

дуальную методику, представленную в ВНТП 3–85 [1].

В соответствии с требованиями ВНТП 3–85 допустимый перепад давления в

водораспределительных сетях не должен превышать 5 % от давления на выходе КНС.

При высокой динамике разработки месторождения сеть ППД неоднократно

расширяется. На начальном этапе разработки сеть ППД рассчитывается на малое воздей-

ствие на пласт, с ростом числа нагнетательных скважин объемы закачки возрастают и

наступает момент, когда созданная ранее сеть перестает справляться с нагрузкой. Выхо-

дом из положения в большинстве случаев является прокладка параллельных дублирую-

щих водоводов, при этом очень часто параллельно проложенные водоводы имеют разный

диаметр. Развитие сетей ППД достигает таких масштабов, что в одном коридоре иногда

прокладывается до 4–5 водоводов.

Специально проведенными расчетными исследованиями установлена зависи-

мость стоимости водоводов от количества ниток. Если трубопроводы имеют одинако-

вый диаметр, то стоимость двухниточного водовода оказывается дороже однониточного

при одинаковой пропускной способности на 20 %, трехниточного водовода – на 30 % и

т.д.

Водоводы системы ППД прокладываются подземно на глубине ниже отметки

промерзания грунта. Они имеют гидроизоляцию на наружной поверхности, защища-

ющую трубопровод от почвенной коррозии.