УДК 622.276

Орынбасар Р.О., Котик Е.П., Кошкинбаев А.К.

Актюбинский региональный государственный университет им. К. Жубанова, Казахстан

Технические требования к рабочему агенту для заводнения на месторождении Алибекмола

 

Заводнение продуктивных пластов месторождения Алибекмола предполагается с использованием двух источников водоснабжения:

·        артезианской воды альбсеноманского комплекса;

·        пластовых сточных вод.

Основными техническими требованиями к рабочему агенту для заводнения являются:

·        сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин;

·        предотвращение осложнений при эксплуатации нагнетательных скважин из-за инкрустации подземного оборудования неорганическими солями;

·         предупреждение коррозионного износа водоводов системы ППД и оборудования  скважин;

·        предупреждение жизнедеятельности сульфатвосставнавливающих бактерий в призабойной зоне нагнетательных скважин.

   На основе данных технических требований формулируются требования к качеству подготовки закачиваемых вод.

   Подготовка закачиваемых вод базируется на технических решениях, обеспечивающих сохранение устойчивой приемистости нагнетательных скважин.

Данные технические решения основываются на обоснованных требованиях к качеству закачиваемых вод, в частности к качеству пластовых сточных вод по допустимому содержанию эмульгированной нефти и механическим примесям.

 Предотвращение солеотложений достигается выбором источника водоснабжения. Техническая вода выбранного источника водоснабжения химически совместима с пластовыми водами, поэтому   осложнений в эксплуатации нагнетательных скважин из-за солеотложений  не ожидается.

Подавление жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий, результатом которой является появление биогенного сероводорода в продукции добывающих скважин, не является актуальной задачей при обустройстве месторождения Алибекмола, так как в добываемой нефти содержание сероводорода существенно превышает количество, образующееся при развитии сульфатредукции. 

Требования к качеству воды, используемой для заводнения, предъявляются по широкому спектру показателей. Требования к качеству воды по этим показателям основываются на данных по физико-гидродинамической характеристике продуктивных  коллекторов.

Наиболее важными являются сведения о литологической характеристике продуктивных пластов, пористости, проницаемости, а также развитии трещиноватости.

Продуктивные толщи (КТ-II-1 и КТ-II-2) сложены известняками с прослоями доломита, глин, редко конгломератов. Коллекторами нефти служат известняки и доломиты.

Известняки неравномерно пористые, трещиноватые и стилолитизированные, редко в отдельных прослоях окремнелые  и доломитизированные.

Цемент контактного, порового  типов, представлен тонко- и мелкокристаллическим кальцитом, редко ангидритом.

Открытые поры осложнены процессом выщелачивания до образования мелких каверн. Поры часто сообщаются посредством тонких межформенных канальцев.

Трещиноватостьприурочена к плотным прослоям пород. Открытые трещины неровные, слабо извилистые, огибающие форменные остатки, литогенетические, раскрытостью 5-30 мкм, иногда осложнены полостями выщелачивания, ориентированы параллельно наслоению пород или под углом  ~ 30оС.  Прослоями горизонтальные трещины расположены кулисообразно на расстоянии 0,5-5 см друг от друга. Стенки трещин неровные. Открытые трещины, расположенные перпендикулярно наслоению, встречаются редко.

Доломиты мелкокристаллические, вторичные, сложены кристаллами ромбоэдрической и неправильной формы, замутненными пелитовым материалом. Пористость неравномерная. Форма пор угловатая, неправильная, с частично закругленными углами.  Размер  пор  0,02 - 0,35 мм.

Количественная оценка параметров трещиноватости показала, что емкость трещин незначительна, составляет сотые-десятые доли процента. По пласту КТ-II-1 раскрытость трещин  15-20 мкм,  по пласту КТ-II-2  раскрытость  трещин  5-30 мкм.

Как упоминалось выше, трещиноватостьприурочена к уплотненным прослоям пород. Для этих пород характерен порово-трещинный тип коллектора. В эффективных прослоях трещин нет, присутствуют  поры вышелачивания и здесь коллектор порового типа. Средняя проницаемость по пласту   КТ-1 – 0,0176 мкм2  по  пласту   КТ-II-1  -     0,008 мкм2  по пласту КТ-II-2  - 0,0105 мкм2 .

В условиях, когда эффективные толщины объектов весьма значительны, как это наблюдается в Алибекмоле, погрешности определения коэффициента проницаемости могут  быть  очень велики.  Данные керна дают, по-видимому, заниженные значения проницаемости. Хотя трещиноватость коллектора относительно невелика, тем не менее присутствие трещин установлено, и они, хотя и незначительно, увеличат  значение проницаемости коллектора. Косвенным показателем влияния трещиноватости на повышение проницаемости пород коллекторов являются результаты определения продуктивной характеристики скважин, которая является относительно высокой. Так, средний удельный коэффициент продуктивности составил: по пласту КТ-1  - 0,339, по пласту КТ-II-1    - 0, 548,  по пласту КТ-II-2  - 0, 261 мЗ/сут×. МПа × м.  Таким образом, по результатам изучения коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения Алибекмола, последние отнесены к порово-трещинному типу пород  - коллекторов.

В соответствии с РДС 39-01-041-81 для этого типа коллекторов устанавливаются следующие нормативные показатели по содержанию:

·         нефти   до 15 мг/л;

·        механических примесей до 15 мг/л.

Дисперсность частиц в закачиваемой воде не должна превышать 10 мкм.

В пластовой  сточной  воде,  поступающей  в  систему  ППД, не должно содержаться свободного углеводородного газа, а содержание кислорода в соответствии с   ОСТ 39-225-88  не  должно  превышать  0,5 мг/л.

В соответствии с требованиями к рабочему агенту для заводнения технология и используемое для ее осуществления оборудование должны обеспечивать получение дегазированной и стабильной по химическому составу пластовой сточной воды, содержащей не более 15 мг/л нефти и 15 мг/л механических примесей. Кроме того, вода после ее очистки и подготовки должна содержать не более 0,5 мг/л кислорода и иметь низкую коррозионную агрессивность (менее 0,1 мм/год).

Рассмотрим технологическую схему( рис.1), которая удовлетворяет перечисленным выше требованиям.

Пластовая сточная вода с УПН вместе с промливневым стоком, обработанным кислородопоглотителем и бактерицидом, поступает на первую ступень очистки – в напорный пластинчатый отстойник  0. Пройдя отстойник, вода направляется на вторую ступень очистки – во флотатор Ф, в котором реализуется принцип турбулентной флотации углеводородным газом.

Очищенная вода, пройдя буфер-дегазатор БД, насосом Н-1 подается в систему заводнения. На прием насоса Н-1 подается ингибитор коррозии..

 

 

О – пластинчатый отстойник; Ф - флотатор, БД – буфер-дегазатор; Н-1 – насос; БОП – блок обработки пены; ШН – шламонакопитель; г – газ; н – нефть; ш – шлам; и – ингибитор коррозии; к – кислородопоглотитель; Б – бактерицид

 

Рисунок 1. Принципиальная схема полной подготовки сточной воды на основе оборудования фирмы Реtreco.

 

Нефть, уловленная в отстойнике 0, возвращается на УПН, а механические примеси, осевшие на дно отстойника (нефтешлам) – в шламонакопитель.

Пена, уловленная во флотаторе Ф, выводится на блок обработки пены БОП, где разделяется на нефть, газ и нефтешлам. Газ из флотатора, блока обработки пены и буфера-дегазатора сбрасывается на факел, нефть из блока обработки пены возвращается на УПН, а шлам из шламонакопителя ШН и блока обработки пены – БОП периодически вывозится

На  установке очистки пластовой сточной воды по  этому варианту могут быть гарантированно достигнуты требования по качеству воды, используемой в заводнении.

Однако при проектной проработке этого варианта необходимо  обратить внимание на технические решения по обработке и утилизации пеношлама.

 

Литература:

1.     Уточненная технологическая схема разработки  месторождения Алибекмола. ТОО НИИ «Каспиймунайгаз», ЗАО «КОНКОРД» Договор №04TD01Ук7-101/ДГРг. Атырау, 2008

2.     Проект пробной эксплуатации нефтегазового месторождения Алибекмола. Отчет ЗАО «НИПИнефтегаз». Договор 43/2000. Актау, 2001.

3.     Сазонов Б.Ф. О влиянии совместной разработки продуктивных пластов на эффективность разработки нефтяных залежей на примере Мухановского месторождения. Материалы научно-практической конференции. ЦКР 6-8 апреля 1999 г. Москва, с. 94-100.

4.     ОСТ 39-228-89 Оценка совместимости закачиваемой воды с пластовой водой и породой продуктивного пласта.

5.     ТЭО целесообразности разработки нефтяного месторождения Алибекмола республики Казахстан. ВНИИОЭНГ, Москва, март 1996 г.

6.     Методика определения химической совместимости пластовых вод нефтяных месторождений Волго-Уральского района (для условий сбора, подготовки и утилизации) РД 39-30-1214-84.

7.     Определение химической совместимости пластовых вод нефтяных месторождений. Методическое руководство. Куйбышев, 2004 г.