Поддержание пластового давления

Внедрение новых технологий для целей поддержания пластового давления

В настоящее время в НГДУ «Прикамнефть» 67% месторождений разрабатываются с применением системы поддержания пластового давления, в качестве агента закачки в основном используются как подтоварная сточная вода, так и пресная. С 2006 года для закачки стала активно использоваться минерализованная вода, добываемая из подземных водоносных горизонтов, коэффициент вытеснения нефти этим агентом на 10% больше, чем у пресной воды.

Пресная вода в целях ППД до 2007 года применялась на шести месторождениях из 14-ти. Использование пресной воды для поддержания пластового давления во многом, изначально было обусловлено следующими факторами: отсутствие экономической целесообразности организации предварительного сброса попутно добываемой воды на месторождении, так же отсутствие возможности транспортировки этой воды от других источников, из-за достаточно большой разбросанности установок предварительного сброса и подготовки воды, так же ввиду её возможной несовместимости. Пресная вода при закачке безусловно отрицательно воздействует на продуктивные нефтеносные пласты, способствует: насыщению пластов кислородом, снижению температуры продуктивных пластов, разбуханию глинистых пород девонских отложений, снижению фильтрационных свойств пластов, заражению пластов сульфатовосстанавливающими бактериями. Основным и наиболее правильным решением в этой ситуации является перевод системы ППД на закачку через нагнетательные скважины пластовой воды, добываемой непосредственно на месторождении с помощью водозаборных скважин, то есть организация системы межскважинной перекачки (МСП). МСП так же явилось очень удобным оружием при организации ППД на удаленных от основных промысловых объектов и коммуникаций участках, где экономически крайне не выгодно организовывать традиционную систему ППД с применением КНС.

Для изменения ситуации, с целью стабилизации процесса разработки путем интенсификации геологически изолированных нефтеносных объектов и отказа от закачки пресной воды переводом закачки на систему МСП в НГДУ «Прикамнефть» в 2006 году были разработаны соответствующие мероприятия, с привлечением определенных инвестиций. В течение трех лет они были реализованы на шести месторождениях. К концу 2009 года количество участков, разрабатываемых с применение технологии МСП достигло 20-ти, а количество нагнетательных скважин, задействованных для закачки пластовой минерализованной воды уже составляет 12% от эксплуатационного фонда нагнетательных скважин.

Применение подземных вод позволяет значительно упростить общепринятые схемы внешнего водоснабжения и закачки воды в нефтяные пласты. В результате сокращается время развития мощностей заводнения, быстро достигаются необходимые объемы закачки воды, создаются условия для высоких темпов добычи нефти. Использование МСП позволяет круглогодично проводить контроль за разработкой (особенно зимой на участках где ранее велась закачка пресной воды), особенно это явно ощутимо при разукрупнении объектов ППД, замене системы закачки насосами КНС на закачку технологией МСП.

Подобные мероприятия были реализованы на Контузлинском и Зычебашском месторождениях НГДУ, здесь полностью были выведены из эксплуатации две кустовые насосные станции (КНС), оборудованные высоконапорными центробежными насосами ЦНС 63х1400.

Месторождения в полном объеме переведены на девять контролируемых через систему телеметрии установок межскважинной перекачки. На лицо явный эффект применения пластовой минерализованной воды: скважины добывающего фонда Контузлинское месторождение по истечению двух лет эксплуатации совсем не нуждаются в ремонтах, направленных на очистку ГНО от солеотложений. Плотность добываемой жидкости увеличилась, вытесняющие свойства пластовой воды однозначно ведут к стабилизации нефтеотдачи продуктивных пластов. Так же по обоим месторождениям в плане системы ППД были активно снижены эксплуатационные затраты на добычу и перекачку пресной технической воды в объеме 1000 тыс. м3 в год, сокращена покупка пресной технической воды на 500 тыс.м3 в год. Регулирование процессов разработки сильно упростилось, ввиду маневренности данного типа технологии поддержания пластового давления, появилась возможность циклировать без увеличения энергозатрат на штуцирование.

Так же активно технология межскважинной перекачки внедрялась на Первормайском месторождении, в период с 2006-2008гг внедрено пять участков в местах затрудненных для организации ППД традиционным методом и на Кадыровском месторождениях в период с 2008 по 2009 год.

Системы ППД Кадыровского месторождения полностью организована способом МСП с закачкой в восемь нагнетательных скважин, при добыче из двух доноров. В 2009 году на одном из вновь введенных участков Кадыровского месторождения реализована технология МСП совместно с одновременно раздельной закачкой (ОРЗ). Здесь пластовая высокоминерализованная вода добывается из скважины № 2258 и через нагнетательную скважину № 2260 по двум колоннам НКТ закачивается в ранее вскрытый пласт и в приобщенные продуктивные горизонты. Эффект от внедрения этого мероприятия очевиден, это дополнительная добыча нефти.

Самый производительный узел межскважинной перекачки организован на Бахчисарайском месторождении, здесь из скважины № 3199, оборудованной установкой ЭЦНМ5А 400х850 питаются двенадцать нагнетательных скважин, суточный объем закачки достаточно большой.

  2006 год 2007 год 2008 год 2009 год 2010 год
Кол-во участков МСП
- внедрено в год
- с начала внедрения 
1 12
13
1
14
6
20
3
23
Кол-во обвязанных нагнетательных скважин:
- внедрено в год
- с начала внедрения
2 34
36
3
39
16
55
10
65

Все 100% участков МСП организованы по классической схеме, скважина в скважину, без применения дополнительного дожима перекачиваемой жидкости промежуточными насосными установками, что однозначно оптимизирует энергопотребление. Все водозаборные скважины – доноры оборудованы станциями управления ЭЦН «РУМБ» с выводом информации контроля параметров работы скважин в ТМ ППД и частично в АСУ ТП «ПроТок», 100% скважин контролируется в плане энергопотребления. Так же реализован контроль за скважинами нагнетательного фонда, здесь расход закачиваемой жидкости и давление на устье контролируется с помощью КИПиА, параметры выводятся в ТМ ППД и в АСУ ТП «ПроТок».

В 2010 году планируется продолжать начатую работу по внедрению технологии МСП. Планируется ввести ещё три участка с организацией закачки в 10-ть нагнетательных скважин, все эти участки расположены опять же в удаленных местах, недоступных для традиционного ППД. Кроме того планируется внедрить схему внутрискважинной перекачки жидкости на Кадыровском месторождении.