Что такое ппд в строительстве

Методы поддержания пластового давления

СИСТЕМА ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА

СИСТЕМА ППД, СТРОИТЕЛЬСТВО

ТРАНСПОРТА

ТРУБОПРОВОДНОГО

И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМЫ

СТРОИТЕЛЬСТВО

СИСТЕМА ППД,

Техническое обслуживание

Вывод на режим

Вывод УЭЦН на установленный режим работы производится в соот­ветствии с действующими в акционерном обществе Технологическими регламентами под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога ЦДНГ), пусковой бригадой в составе:

НГДУ направляет в ЦБПО ЭПУ график проведения планово-предупредительного ремонта (ППР) СУ с ЧП, ЦБПО ЭПУ включает СУ с ЧП в график проведения ППР СУ УЭЦН. График согласовывается с ЦДНГ, глав­ным энергетиком НГДУ и ЦБПО ЭПУ.

Текущий и планово-предупредительный ремонт СУ с ЧП осуществляет персонал ЦБПО ЭПУ в присутствии представителя ЦДНГ.

Ежедневные осмотры СУ с ЧП производятся оператором по добыче нефти и газа, за которым закреплена кустовая площадка и находящееся на ней оборудование.

5.1. Система поддержания пластового давления ___________________ 118

5.2. Строительство и эксплуатация системы

трубопроводного транспорта _______________________________ 134

5.3. Эксплуатация трубопроводов _______________________________ 141

5.4. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов ____________ 142

5.5. Защита трубопроводов от коррозии __________________________ 149

Нефтяные месторождения разрабатываются высокими темпами, дости­гающими 6–8% отбора нефти в год от промышленных запасов. Однако если при этом не восполнять израсходованный запас пластовой энергии, проис­ходит быстрое падение пластового давления. При падении давления ниже дав­ления насыщения из нефти выделяется газ, увеличивается газовый фактор, напорный режим работы залежей переходит в режим растворенного газа, дебиты скважин резко снижаются. В результате не обеспечивается полнота отбора нефти из залежи и на многие годы затягивается ее разработка.

Наиболее эффективное мероприятие по обеспечению высоких коэф­фициентов нефтеотдачи при высоких темпах отбора нефти и газа из зале­жей – искусственное поддержание пластовой энергии путем закачки воды в продуктивные пласты.

В настоящее время это наиболее интенсивный и экономически эф­фективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти.

Чтобы не допустить падения пластового давления ниже давления насыщения, с самого начала разработки залежи применяют различные методы поддержания пластового давления, которые характеризуются определенным размещением нагнетательных скважин, соответствующие геолого-физическим особенностям залежей нефти. В зависимости от рас­положения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти раз­личают следующие методы заводнения:

Законтурное заводнение применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с однородными коллекторами и хорошей проницае­мостью их в законтурных частях. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200–500 м от внешнего ряда добывающих скважин.

Добывающие скважины располагают внутри контура нефтеносности параллельно внешнему контуру нефтеносности. Одновременно можно эксплуатировать 2–3 ряда добывающих скважин. Если эксплуатировать одновременно большее число рядов таких скважин, энергия напора краевых и нагнетаемых вод будет экранироваться первыми рядами добывающих скважин, а скважины, расположенные во внутренних рядах, будут эксплуа­тироваться при режиме растворенного газа.

При низкой проницаемости пород продуктивного пласта нагнетательные скважины размещают на небольшом расстоянии от контура нефтеносности или непосредственно на этом контуре в более проницаемых частях залежи. Такой вариант называется приконтурным заводнением.

При разработке значительных по размерам нефтяных залежей при­меняют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи разрезается рядами нагнетательных скважин на отдельные участки, которые затем разрабатываются как самостоя­тельные залежи.

При закачке воды на линии нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. Очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой на­гнетательной скважины, со временем увеличиваются, в результате чего они сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать, также как и при законтурном заводнении.

Добывающие скважины располагают рядами, параллельными рядам нагнетательных скважин. Расстояние между рядами, а также между от­дельными скважинами определяют в зависимости от геолого-физической характеристики залежи. В результате используют различные комбинации метода поддержания пластового давления: центрального, осевого, кольце­вого, очагового, блокового, избирательного.

В качестве рабочего агента для закачки в пласт применяются три типа воды: вода альб-сеноманского горизонта (добываемая при помощи водоза­борных скважин), сточная вода (получаемая при первичном отделении нефти от попутной воды) и пресная (добываемая из открытых водоемов – рек, озер).

На основании проведенных анализов можно сделать выводы о совме­стимости той или иной воды, используемой для нужд ППД.

Хорошая совместимость у сеноманской и сточной воды, плохо совме­стимы пресная и сеноманская вода – в связи с наличием в пресной воде свободного кислорода, который способствует окислению содержащихся в сеномане компонентов, в результате чего образуются агрессивные среды (кислоты) и нерастворимые осадки.

На поздней стадии разработки месторождений с целью улучшения выработки неоднородного пласта за счет более полного использования капиллярных и гидродинамических сил применяется циклическое воз­действие на пласт, которое включает в себя периодическое изменение объемов закачки рабочего агента в пласт во времени. Применение системы ППД на месторождениях нефти и газа в начальной стадии эксплуатации позволяет рационально вести процесс разработки, достичь конечного ко­эффициента нефтеотдачи.

Принципиальная схема системы ППД

Система ППД представляет собой комплекс технологического обо­рудования, необходимый для подготовки, транспортировки, закачки ра­бочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Система ППД должна обеспечивать:

– необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответ­ствии с проектными документами;

– подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода, микроорга­низмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;

Рис. 1. Состав системы поддержания пластового давления

– проведение контроля качества воды системы ППД, замеров приеми­стости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по груп­пам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом:

– герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;

– возможность изменения режимов закачки воды в скважины, про­ведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.

В состав системы ППД входят (рис. 1):

1) источники поставки воды – поверхностные воды из открытых во­доемов (водозабор), сеноманские воды (водозаборные скважины), сточные (пластовая) воды с УПСВ ДНС;

2) специальные водоочистные установки для подготовки воды;

3) система низконапорных водоводов с давлением до 3,0 МПа;

4) кустовые насосные станции по закачке агента (КНС);

5) система высоконапорных водоводов и распределительных блоков (ВРБ) с давлением до 20 МПа;

6) фонд нагнетательных скважин.

Дата добавления: 2017-01-14 ; Просмотров: 680 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Система ППД с заводнением

I Приконтурное заводнение (рассматриваются только нагнетательные скважины).

—нагнетательные скважины

— добывающие скважины

1. высокие коллекторские свойства: гидропроводность, пьезопроводность, подвижность.

2. малая вязкость нефти в пластовых условиях.

3. отсутствие тектонических разрушений.

4. высокая гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи.

5. ширина залежи не более 4-5 км.

6. ослаблена гидродинамическая связь законтурной и внутриконтурной частями.

Законтурное заводнение применяется на Мулыминском месторождении (Приуралье) и на др.

III Внутриконтурное заводнение

а) Осевое заводнение.

1. ширина залежи 4-5 км.

2. овальная форма залежи.

3. ухудшенные коллекторские и фильтрационные свойства пласта.

4. малая вязкость нефти

2. позволяет наиболее эффективно регулировать и контролировать разработку.

ω (3) ≈ 1/3 (при 3-х рядном расположении)

ω (5) ≈ 1/5 (при 5-и рядном расположении)

Применяется в Зап. Сибири, Самотлорское, Аганское, Мамонтовское месторождения.

д) Площадное заводнение.

1. значительная мощность пласта.

2. высокая неоднородность.

3. высокая вязкость нефти.

4. низкие фильтрационные характеристики пласта.

ü линейное заводнение

ω ≈ 1

ü 4х точечное заводнение

ω ≈ 1

ü 5ти точечное заводнение

ω ≈ 1

применяется в Зап.Сибири.

ü 7ми точечное заводнение

ω ≈ 2

применяется в Зап.Сибири.

ü 9ти точечное заводнение

применяется в Зап. Сибири.

е) Избирательное заводнение.

1. значительная неоднородность пласта.

2. линзовидное строение и значительная прерывистость.

3. резкое изменение коллекторских свойств.

4. изменение фильтрационных параметров пласта.

5. резкое изменение эффективности мощности пласта.

6. значительная расчлененность.

Сочетается с площадным заводнением. Выбирают пласты с хорошей проницаемостью.

ж) Очаговое заводнение.

1. выклинивание коллектора.

2. значительная прерывистость пласта.

3. резкое изменение коллекторских свойств пласта.

4. наличие тектонических нарушений.

з) Барьерное заводнение.

при наличии газовой шапки.

Барьерное заводнение применяется на Самотлорском месторождении, Лянторском месторождении и др.

Прорабатываемые вопросы при внедрении ППД:

1. Определение местоположения нагнетательных скважин.

2. Определение суммарного объема закачиваемой воды.

3. Рассчитывают число нагнетательных скважин.

4. Устанавливают основные требования к закачиваемой воде.

5. Выбирают варианты водоснабжения для системы ППД.

Источник

Поддержание пластового давления. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента.

В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах.

С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие:

I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, которое подразделяется на:

1. Законтурное заводнение;

2. Приконтурное заводнение;

3. Внутриконтурное заводнение;

4. Циклическое заводнение;

5. Внутриконтурное заводнение подразделяется на:

— разрезание залежи рядами нагнетательных скважин;

II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт:

— закачка сухого газа;

— попеременная закачка воды и газа.

III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимерами:

IV. Закачка в пласт оторочек оксидата (продукт окисления жидких легких углеводородов кислородом воздуха).

V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ (ПАВ), растворителей и т.д.

VI. Тепловые методы воздействия:

— паротепловое воздействие (ПТВ);

— воздействие горячей водой (ВГВ);

— импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);

— импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П));

— термоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП);

— тепловая обработка призабойной зоны пласта.

VII. Внутрипластовое горение.

Технология поддержания пластового давления закачкой воды в пласт.Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.

В среднем, ориентировочно, принято считать, что непроизводительные потери воды при внутриконтурном заводнении составляют 15-20% от общего закачиваемого объема воды. Отсюда следует, что для эффективного внутриконтурного заводнения необходимо на извлечение из пласта 1 тонны нефти с газом закачивать от 1,6 до 1,8 м 3 воды. Если требуется повысить пластовое давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше.

По мере разработки залежи пластовое давление снижается (если только режим работы залежи не остается естественный упруговодонапорный). В этом случае для поддержания пластового давления применяют искусственные методы, чтобы сохранить этот режим. Целями воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи, что обуславливается приближением зоны повышенного Р_пл, созданного за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды.

Для принятия решения о проведении ППД на конкретной залежи необходимо проработать следующие вопросы:

· определить местоположение водонагнетательных скважин;

· определить суммарный объем нагнетаемой воды;

· рассчитать число водонагнетательных скважин;

· установить основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение водонагнетательных скважин определяется особенностями геологического строения залежи. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наибольшая эффективная связь между зонами нагнетатния воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин различают:

Законтурное – для залежей нефти с небольшими запасами, водонагнетательные скважины расположены в законтурной водоносной части пласта. Применение законтурной системы заводения возможно при перемещении ВНК при достижимых перепадах Р_пл.

Внутриконтурное – применяется при разработке залежи с очень большими площадями. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную систему разработки одновременно. Для этого площадь разрезают рядами нагнетательных скважин. При закачке в них воды образуются зоны повышенного давления, которые препятствуют перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной свкажины, увеличиваются в размерах, затем сливаются и образуют единый фронт воды. С целью ускорения образования единого фронта по линии ряда нагнетательных скважин освоение под нагнетатение осуществляется через одну. В промежутках проектные нагнетательные скважины работают в отработке на нефть, осуществляя в них форсированный отбор нефти и по мере обводненности переводятся под закачку.

Есть несколько его разновидностей внутриконтурного заводнения.

Блоковая система применяется на месторождениях вытянутой формы с расположением нагнетательных скважин в поперечном направлении. Отличие блоковой системы от внутриконтурной в том, что блоковая система предполагает отказ от законтурного заводнения. Преимущество – отказ от расположения нагнетательных скважин в законтурной зоне (исключается риск бурения); более полное использованиеестественных сил гидродинамической области законтурной части пласта; существенное сокращение площади, подлежащей обустройству объектами ППД; упрощается система обслуживания ППД.

Площадное заводнение применяется пластов с низкой проницаемостью. нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Бывают пяти,семи и девяти точечная система. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элемент системы.

Барьерное заводнение применяют для газонефтяных залежей с дольшими запасами газа в газовой шапке. Нагнетательные скважины распологают в зоне ГНК, а закачку воды и отбор нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение газа и нефти водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть пласта и наоборот.

Приконтурное. В этом случае нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скважины переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности. Применяют при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью и при сравнительно малых размерах залежи.

Подготовка воды. Вода, используемая для ППД должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивается по:

1) количество мех.примесей,нефтепродуктов, железа и его соединений, дающие при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры, сероводорода, солей. Если размер пор более 0,1мкм2,то размер частиц мех. примесей должен быть менее 5мкм,а если поры менее 0,1мкм2,то менее 1мкм.Если коррозионная активность воды более

0,1мм в год, то необходима дополнительная защита труб и добавление ингибитора коррозии.

Отстой воды осуществляется в РВС (резервуарах вертикальных стальных).Затем через фильтра насосами внутренней перекачки подается на прием насосов системы ППД.

Источник