¿Qué significa la inyección de agua para el desarrollo de yacimientos petrolíferos?

La inyección de agua es el método de desarrollo de campos petroleros más importante y la medida más utilizada para mejorar la velocidad de producción y la tasa de recuperación de petróleo. En las etapas media y tardía del desarrollo de los yacimientos petrolíferos, la inyección de agua es el requisito previo para estabilizar, aumentar la producción y mantener la producción normal. La inyección de agua es un método secundario de recuperación de petróleo. El agua se inyecta en la formación a través de pozos de inyección de agua, desplazando el petróleo crudo subterráneo a los pozos de producción y aumentando la tasa de recuperación del petróleo crudo después de la recuperación primaria del petróleo. El agua inyectada desempeña la doble función de desplazar el petróleo crudo y complementar la energía de formación, lo que impulsa a los pozos petroleros a producir más petróleo crudo. La mayoría de los yacimientos petrolíferos de mi país se desarrollan mediante inyección temprana de agua y ahora han entrado en un período de alto corte de agua. De acuerdo con los requisitos de desarrollo del campo petrolífero, garantizar la calidad del agua de inyección, la cantidad de agua de inyección y la inyección efectiva de agua son las tareas básicas del proyecto de inyección de agua.

1. Fuente de agua En la etapa inicial de planificación del proyecto de inyección de agua, es necesario encontrar y seleccionar la fuente de agua (Recurso Hídrico) que sea más adecuada para las características de la capa de petróleo. Realizar una selección en función de los estándares de calidad del agua inyectada y una consideración integral del tratamiento del agua, anticorrosión, costos de construcción, etc. Los principios básicos para encontrar fuentes de agua para inyección de agua son:

(1) Suministro de agua suficiente y estable para satisfacer las necesidades de inyección de agua, agua de producción auxiliar, agua doméstica y otras necesidades de agua.

(2) La calidad del agua es relativamente buena, el proceso de tratamiento del agua es simple y económica y técnicamente viable.

(3) Priorizar el uso de aguas residuales oleosas para reducir la contaminación ambiental.

(4) Considerar los usos secundarios o múltiples del agua para reducir el desperdicio de recursos.

Los tipos de fuentes de agua incluyen aguas subterráneas, aguas superficiales, aguas residuales aceitosas, agua de mar y aguas mixtas.

El agua dulce subterránea poco profunda se encuentra generalmente en la capa aluvial del lecho del río. La cantidad de agua es estable y la calidad del agua no se ve afectada por las estaciones. El agua subterránea profunda tiene un alto grado de mineralización y la extracción de agua profunda puede reducir el impacto de las bacterias.

El agua superficial es principalmente agua dulce en ríos, lagos y embalses. Tiene baja salinidad, alto contenido de sedimentos, suficiente oxígeno disuelto, reproducción biológica masiva, olor y coloides. El volumen de agua se ve afectado por las estaciones. cambios. .

Las aguas residuales oleosas son generalmente alcalinas, tienen baja dureza, bajo contenido de hierro, alta mineralización, alto contenido de aceite, muchos coloides y una composición compleja de materia suspendida, y deben tratarse antes de poder descargarse. Con el aumento del agua producida a partir de yacimientos de petróleo, las aguas residuales aceitosas se han convertido en la principal fuente de agua para la inyección de agua en los yacimientos petrolíferos.

El agua de mar es rica en recursos hídricos, rica en oxígeno y sal, altamente corrosiva y las partículas sólidas en suspensión cambian con las estaciones. La costa del Golfo o los campos petroleros marinos generalmente utilizan agua de mar. Al perforar pozos de aguas poco profundas en la costa, la filtración natural de la formación puede reducir las impurezas mecánicas.

El uso de dos o tres de las fuentes de agua mencionadas anteriormente al mismo tiempo se denomina agua mixta, especialmente aguas residuales aceitosas mezcladas con otras fuentes de agua. En áreas con una grave escasez de agua, las aguas residuales domésticas pueden mezclarse con aguas residuales aceitosas u otras fuentes de agua.

2. Calidad del Agua La Calidad del Agua es un indicador prescrito de la calidad del agua inyectada, que indica la composición y contenido de minerales, materia orgánica y gases permitidos en el agua inyectada, así como muchos indicadores como el agua en suspensión. Contenido de materia y distribución del tamaño de partículas.

1. Causas del daño de la capa de aceite La mala calidad del agua de inyección causará daños a la capa de aceite, lo que resultará en una disminución en la capacidad de absorción de agua y un aumento en la presión de inyección de agua. Las principales causas de lesión son las siguientes.

1) La materia insoluble provoca la obstrucción de la capa de aceite. Las impurezas mecánicas y las bacterias contenidas en el agua inyectada bloquearán la capa de aceite. La proliferación de bacterias aumenta la viscosidad del fluido y produce precipitados inorgánicos. La precipitación de productos de corrosión del metal, como oxígeno disuelto y H2S, bloqueará el canal de filtración. El aceite y sus emulsiones también pueden bloquear la garganta, manifestándose como bloqueo de líquido y gotas de emulsión adsorbidas en la superficie de la garganta.

2) El agua de inyección no es compatible con el agua de formación. El agua de inyección puede formar directamente CaCO3, CaSO4, BaSO4, SrSO4 y otras precipitaciones con el agua de formación. El CO2 disuelto en agua puede formar la correspondiente precipitación de carbonato con Ca2, Fe2, Ba2, Sr2 y otros iones.

3) La incompatibilidad entre el agua inyectada y los minerales de roca en la capa de petróleo y la mineralización sensible causarán la expansión, dispersión y migración de la arcilla de la capa de petróleo. El grado de daño depende del tipo y contenido de minerales arcillosos, la permeabilidad de la capa de aceite, la salinidad del agua inyectada, etc. El agua dulce generalmente causa un hinchamiento de la arcilla más severo que el agua salada. Cuanto mayor sea el contenido de las partículas más pequeñas en la arcilla, mayores serán sus propiedades de hinchamiento. Además, la inyección de agua puede provocar la inversión de la emulsificación.

4) Los cambios en las condiciones de inyección Las velocidades de inyección bajas favorecen la formación de incrustaciones y el crecimiento bacteriano; las velocidades altas agravan la corrosión, el desprendimiento de partículas y la migración. Durante el proceso de inyección de agua, la temperatura de la formación disminuye gradualmente, la viscosidad del fluido aumenta gradualmente, la resistencia a la filtración aumenta gradualmente y la capacidad de absorción de agua disminuye gradualmente. La temperatura del agua afecta la solubilidad de minerales y gases, provocando incrustaciones. La caída de temperatura favorece la formación de precipitación exotérmica y también puede provocar la precipitación de cera. Los cambios de presión provocarán sensibilidad al estrés, daños a la estructura de la capa de petróleo y precipitaciones. Los cambios en el valor del pH harán que las partículas se caigan, se dispersen y precipiten. Cuanto mayor sea el valor del pH, mayor será la tendencia a la incrustación.

Las características objetivamente existentes de la capa de petróleo y el fluido contenido son factores potenciales para el daño de la capa de petróleo. La calidad del agua inyectada es la condición externa que induce el daño de la capa de petróleo y también es la clave del éxito; o falla en la inyección de agua. Por lo tanto, mejorar la calidad del agua puede controlar eficazmente los daños a los yacimientos de petróleo.

2. El agua inyectada que no cumple con los requisitos de calidad del agua provocará una disminución en la capacidad de absorción de agua de la capa de aceite, un aumento en la presión de inyección de agua, un desequilibrio entre inyección y producción y una disminución en la calidad del agua. producción de petróleo crudo. Los requisitos básicos para la calidad del agua de inyección son: calidad del agua estable, ninguna reacción con el agua de formación para formar precipitación; ninguna expansión por hidratación o suspensión de minerales arcillosos en la capa de petróleo; baja corrosión y baja suspensión de la fuente de agua mezclada;

Para que el agua inyectada cumpla con los requisitos anteriores, se deben realizar los siguientes puntos.

1) El control de los sólidos en suspensión se basa en la estructura de los poros y la garganta mediana de la roca reservorio, y controla estrictamente el tamaño de las partículas y la concentración de la materia sólida en el agua. La capa de baja permeabilidad requiere una filtración fina del agua inyectada para reducir el daño a la capa de aceite.

2) Control de medios corrosivos El oxígeno disuelto, el CO2 y el H2S corrosivos son las causas fundamentales de la corrosión de los equipos de inyección de agua y del acero de las tuberías. La presencia de grandes cantidades de iones de hierro en el agua es un signo de corrosión. El oxígeno acelera la corrosión. Limitar el contenido de gas puede controlar la escala y la velocidad de la corrosión, extender la vida útil del sistema de inyección de agua, reducir la obstrucción de la formación por productos de corrosión y reducir los costos de producción de petróleo. Por lo tanto, se debe controlar estrictamente el contenido de medios corrosivos y la velocidad de corrosión general.

3) Controlar el contenido de aceite. La mayor parte del agua inyectada son aguas residuales aceitosas. La polimerización, acumulación y adsorción de petróleo tendrá muchos efectos adversos sobre la permeabilidad de la capa de petróleo.

4) Controlar el contenido bacteriano En el agua de inyección de los campos petroleros de mi país, las bacterias reductoras de sulfato, las bacterias saprofitas y las bacterias del hierro son los peligros más graves. En determinadas condiciones, las bacterias pueden reproducirse a un ritmo alarmante y pueden duplicar su población en media hora. Las bacterias reductoras de sulfato toman materia orgánica como nutrientes y pueden reducir el sulfato a sulfuro en condiciones anaeróbicas. El H2S producido corroe el acero para formar precipitación de FeS. Las bacterias del hierro pueden secretar una gran cantidad de Fe(OH)3 y promover la oxidación del hierro divalente a Fe3, y también proporcionar una zona anaeróbica local para la reproducción de bacterias reductoras de sulfato. Las bacterias saprofitas pueden obtener energía de la materia orgánica y son dañinas de forma similar a las bacterias del hierro. Una gran cantidad de sustancias viscosas secretadas por bacterias fortalecen la formación de incrustaciones, bloquean los poros y gargantas de la capa de aceite y aumentan la resistencia al flujo de la red de tuberías.

5) Los peligros de controlar las incrustaciones en la pared de la tubería son el desgaste del equipo, la corrosión y la obstrucción del flujo; las incrustaciones en el canal de filtración de la capa de aceite afectarán seriamente la capacidad de absorción de agua. El agua de inyección es incompatible con los minerales de roca petrolífera y el agua de formación, y se producirán precipitaciones. También pueden producirse precipitaciones cuando se mezclan dos tipos de agua. La precipitación es el requisito previo para la escalada. Los iones de calcio pueden combinarse rápidamente con carbonato o sulfato para formar incrustaciones o partículas sólidas suspendidas. Los iones de magnesio y el carbonato también provocan precipitaciones. Los iones de bario y los radicales sulfato forman sulfato de bario extremadamente insoluble. Controlar condiciones como el caudal y el valor del pH puede evitar la formación de incrustaciones.

3. Tratamiento del agua La mayoría de las fuentes de agua necesitan ser tratadas. El agua entrante de algunas fuentes de agua requiere un tratamiento simple o incluso ningún tratamiento, mientras que algunos yacimientos de petróleo de baja permeabilidad tienen altos requisitos de tecnología de tratamiento de la calidad del agua.

1. Medidas de tratamiento del agua 1) Precipitación (Precipitación) es dejar que el agua permanezca en el tanque de sedimentación durante un cierto período de tiempo, para que las partículas sólidas suspendidas en él puedan sedimentarse con la ayuda de su propia gravedad. La clave es un tiempo y una velocidad de sedimentación suficientes. La instalación de deflectores circulares en el tanque de sedimentación puede cambiar la dirección del flujo, aumentar el caudal y extender el tiempo de sedimentación, lo que es beneficioso para la aglomeración y sedimentación de partículas. Los floculantes pueden interactuar física y químicamente con los sólidos suspendidos en el agua para agregar partículas pequeñas en partículas grandes y acelerar la velocidad de sedimentación. Después de la precipitación, el contenido de sólidos suspendidos en el agua debe ser inferior a 50 mg/L.

2) La filtración es una parte importante del tratamiento de la calidad del agua.

El agua del tanque de sedimentación a menudo contiene pequeñas cantidades de bacterias y sólidos finos suspendidos, y es necesario filtrarlos para eliminarlos. Incluso el agua subterránea que no requiere sedimentación requiere filtración.

La filtración elimina sólidos en suspensión o hierro y puede eliminar parcialmente bacterias. El componente de hierro en el agua subterránea son principalmente iones de hierro divalentes, que se hidrolizan fácilmente para formar Fe(OH)2 y, después de la oxidación, precipita Fe(OH)3. Después de la filtración, el contenido de impurezas mecánicas debe ser inferior a 2 mg/l. Hay muchos tipos de filtros. La Figura 7-1 muestra un tanque de filtro de eliminación de hierro y arena de manganeso a presión.

Figura 7-1 Tanque de filtro de eliminación de hierro de arena de manganeso

1—tanque; 2—capa de filtro; 3—capa de cojín; 4—tubo de distribución de agua; 5—tubo de entrada de agua; 6—Tubo de drenaje de contralavado; 7—Tubo de salida de agua; 8—Tubo de entrada de agua de contralavado; 9—Válvula de escape automática; 10—Tubo de escape 3) Hay muchas formas de esterilizar y controlar las bacterias en el agua, pero ninguna de ellas es universalmente efectiva; método. Las bacterias son muy adaptables y desarrollarán resistencia a los medicamentos, por lo que se deben utilizar varios métodos alternativamente. Además de los métodos químicos, la irradiación con luz ultravioleta también puede eliminar las bacterias reductoras de sulfato. La limpieza de redes de tuberías y pozos puede ayudar a reducir el daño bacteriano.

4) Siempre hay una cierta cantidad de oxígeno disuelto en el agua superficial desgasificada y en el agua de mar. Algunas fuentes de agua contienen CO2 y H2S y estos gases corrosivos deben eliminarse. La torre de desaireación al vacío se muestra en la Figura 7-2. La baja presión promueve el desbordamiento total del gas disuelto, mientras que la baja temperatura no favorece la desgasificación. Se puede utilizar un proceso de varias etapas para reducir los niveles de oxígeno. El lavado a contracorriente de gas natural o gas inerte con agua puede extraer oxígeno disuelto del agua, como se muestra en la Figura 7-3. En condiciones ácidas, la desoxigenación al vacío o la desoxigenación por extracción pueden eliminar H2S y CO2 al mismo tiempo. Los agentes químicos también pueden eliminar el oxígeno y pueden usarse junto con los dos primeros métodos.

Figura 7-2 Torre de desaireación por vacío

Figura 7-3 Torre de desaireación por transporte aéreo a contracorriente

5) El agua producida por la extracción de aceite contiene una pequeña cantidad de diámetro Aparecen gotas de petróleo muy pequeñas en tres estados dispersos: petróleo flotante, petróleo disperso y petróleo emulsionado. El aceite flotante puede flotar hasta la superficie del agua siempre que se deje reposar durante un tiempo; el aceite disperso también puede flotar hasta la superficie del agua si se deja reposar durante un tiempo suficiente. Las emulsiones que contienen aceite son los objetivos principales. El dispositivo de eliminación de aceite por gravedad proporciona principalmente un tiempo de residencia suficiente para que las gotas de aceite se acumulen y se separen. El método de flotación de gas consiste en inyectar una gran cantidad de pequeñas burbujas en el agua. Las burbujas de aire se adhieren a las gotas de aceite suspendidas, haciéndolas más ligeras y más fáciles de subir a la superficie.

6) Exposición Cuando el agua contiene una gran cantidad de carbonatos sobresaturados inestables, como bicarbonato de calcio, bicarbonato de magnesio y bisulfato ferroso, la temperatura aumentará después de ser inyectada en la capa de aceite, lo que puede producir ácido carbónico. La sal precipita y bloquea la capa de aceite. La exposición precipita carbonatos.

Cuando se trata agua potable o se tienen requisitos específicos de calidad del agua, es necesario ablandar y eliminar iones calcio e iones magnesio, así como desalinizar y eliminar diversas sales disueltas.

2. Proceso de tratamiento de agua Existen dos tipos de sistemas de tratamiento de agua: sistemas de tratamiento de agua cerrados y abiertos. Un sistema cerrado de tratamiento de agua es un sistema que aísla completamente el oxígeno y se utiliza en sistemas que no contienen aire o contienen muy poco oxígeno y casi no requieren tratamiento químico. Cuando la fuente de agua está saturada de oxígeno o cuando es necesario eliminar H2S y CO2 mediante ventilación, se selecciona un sistema abierto. El equipo de tratamiento y las medidas del proceso deben seleccionarse de acuerdo con los indicadores de calidad del agua, y el proceso debe organizarse de manera segura, económica y científica. El proceso de tratamiento puede cambiarse adecuadamente según el sitio específico, la fuente de agua, la calidad del agua, etc.

1) Proceso de tratamiento del agua producida El principal problema que resuelve el tratamiento del agua producida es la eliminación de aceite, bacterias y partículas en suspensión en el agua. En la actualidad, los tanques de extracción de petróleo de tipo gravedad se utilizan principalmente para el tratamiento de aguas residuales en campos petroleros. El proceso de tratamiento se muestra en la Figura 7-4.

Figura 7-4 Diagrama de flujo del tratamiento de aguas residuales oleosas

1—Tanque de eliminación de aceite; 2—Tanque de filtro; 3—Tanque de agua intermedia; 5—Agua limpia; 6—Bomba de inyección de agua a alta presión; 7—Bomba de transferencia de aceite; 8—Tanque de recuperación de aguas residuales; 13—Bomba de disolución de fungicida; tanque ; 14 - Agregar bomba de biocida 2) Proceso de tratamiento de aguas subterráneas Las aguas subterráneas tienen alta salinidad y contienen principalmente hierro, minerales de manganeso y sólidos suspendidos. El tanque de filtro de eliminación de hierro y arena de manganeso puede eliminar el hierro y la mayoría de los sólidos en suspensión. El proceso de tratamiento es el siguiente: use una bomba de pozo profundo para extraer agua del pozo de la fuente de agua, use un tanque de filtro de eliminación de hierro con arena de manganeso y un tanque de filtro de arena de cuarzo para tratarlo, luego pase a través del tanque de amortiguación y luego envíelo al agua. Tubería con bomba de transferencia de agua.

3) Proceso de tratamiento de aguas superficiales Las aguas superficiales tienen un alto contenido de sedimentos y oxígeno disuelto. El objetivo del tratamiento es la desoxidación y eliminación de sólidos suspendidos. El proceso de tratamiento es: estructura de desviación de agua → sala de bombas de entrada de agua → tanque de mezcla de solución medicinal → tanque de sedimentación de reacción → tanque de filtro → tanque de agua limpia → piscina de succión → sala de bombas de transferencia de agua, y luego se envía a la tubería de agua después de la medición.

4) Proceso de tratamiento del agua de mar El agua de mar contiene mucho oxígeno y sólidos en suspensión. El proceso de tratamiento consta principalmente de un dispositivo combinado de purificación de tres etapas y un proceso de desoxigenación de dos etapas.

Las capas de petróleo de baja permeabilidad tienen mayores requisitos de calidad del agua. Además del procesamiento básico, también se requiere una filtración fina y un procesamiento de fortalecimiento en profundidad. Para yacimientos de permeabilidad ultrabaja, si los estándares de calidad del agua son demasiado altos, los costos de tratamiento aumentarán. La inyección de gas se puede utilizar para mantener la presión de la formación.

4. La dinámica de los pozos de inyección de agua es similar a la dinámica de entrada de los pozos de petróleo. La dinámica de los pozos de inyección de agua estudia la capacidad de absorción de agua de los pozos de inyección de agua y sus factores que influyen. La curva indicadora del pozo de inyección de agua se puede utilizar para analizar cambios en la capacidad de absorción de agua de la formación y juzgar el estado de las herramientas de fondo de pozo.

1. Curva de indicación del pozo de inyección de agua La curva de indicación del pozo de inyección de agua se refiere a la relación entre la presión de inyección y el volumen de inyección de agua en condiciones de flujo estable. La curva indicadora de capa pequeña es la relación entre la presión de inyección de cada capa pequeña y la cantidad de inyección de agua de la capa pequeña, que se puede obtener mediante el método de prueba de cabeceo. Las curvas de indicación medidas son lineales y polilíneas. En la Figura 7-5, la curva 1 que aumenta linealmente refleja el patrón de absorción de agua de la formación. La curva vertical 2 indica una permeabilidad extremadamente pobre de la capa de aceite, una boquilla de agua bloqueada o una prueba fallida. La curva decreciente 3 y la curva curva 4 son curvas indicadoras anormales. La curva 5 es de tipo invertida, lo que refleja una pobre conectividad de la formación, dificultad para difundir el agua inyectada, mayor resistencia, mayor presión y menor aumento del volumen de inyección. La curva 6 es un pliegue hacia abajo, lo que indica que bajo una mayor presión de inyección de agua, una nueva capa de petróleo comienza a absorber agua o se producen microfisuras en la formación, lo que hace que la capa de petróleo absorba más agua.

Figura 7-5 La forma de la curva indicadora

El recíproco de la pendiente de la curva indicadora es el índice de inyectividad del agua (Injectivity Index), que representa el volumen diario de inyección de agua. del pozo de inyección de agua bajo la diferencia de presión del fondo del pozo de la unidad Descripción La capacidad de absorción de agua de un solo pozo o capa de un pozo de inyección de agua. El índice de absorción de agua por unidad de espesor de la capa de aceite se denomina índice de absorción de agua específico o índice de absorción de agua por metro. La relación entre el volumen diario de inyección de agua y la presión de inyección en la boca del pozo se denomina índice aparente de absorción de agua.

2. Perfil de inyección de agua El perfil de inyección de agua describe vívidamente la capacidad de absorción de agua en capas del pozo de inyección de agua. El método del portador de isótopos se usa comúnmente para medir los perfiles de absorción de agua. Se agrega al agua un portador de fase sólida que adsorbe isótopos radiactivos para formar una suspensión activada. Cuando el agua inyectada penetra profundamente en la formación, el portador sólido se filtra y se deposita en la superficie de la formación rocosa. El portador de fase sólida tiene una fuerte adsorción y una suspensión uniforme, por lo que se acumula más en las capas con gran absorción de agua y la intensidad de radiactividad es alta. Realice un registro de radiactividad antes y después de inyectar la suspensión de activación y superponga las dos curvas de radiactividad medidas para obtener el perfil de absorción de agua. La parte anormal de la curva es la capa de absorción de agua (Figura 7-6). El porcentaje del área anormal de cada capa con respecto al área anormal de todo el pozo es la absorción relativa de agua, es decir, la absorción de agua de una determinada capa pequeña representa el porcentaje de la absorción de agua de todo el pozo. . El método de la temperatura del pozo también se puede utilizar para determinar los niveles de absorción de agua.

Figura 7-6 Perfil de absorción de agua

3. Análisis de la curva indicadora La curva indicadora refleja la capacidad de absorción de agua y el patrón de absorción de agua de la formación. Comparando las curvas indicadoras medidas en diferentes períodos, podemos comprender los cambios en la capacidad de absorción de agua de la capa de petróleo. En las Figuras 7-7 a 7-10, la curva I es la curva medida primero y la curva II es la curva medida después de un período de tiempo.

Figura 7-7: La curva del indicador se mueve hacia la derecha

Figura 7-10: La curva se mueve paralelamente hacia abajo

(1) La curva del indicador se mueve hacia la derecha y la pendiente se vuelve más pequeña, lo que indica que el índice de absorción de agua se vuelve mayor y la capacidad de absorción de agua de la formación aumenta (Figura 7-7).

(2) La curva del índice se desplaza hacia la izquierda y la pendiente se hace más grande, lo que indica que el índice de absorción de agua se vuelve más pequeño y la capacidad de absorción de agua de la formación empeora (Figura 7-8).

Figura 7-8: Un desplazamiento hacia la izquierda de la curva indicadora (3) indica un desplazamiento paralelo hacia arriba de la curva indicadora, que es causado por el aumento en la presión de la formación. La pendiente sin cambios indica que la absorción de agua. la capacidad no ha cambiado (Figura 7-9).

Figura 7-9: La curva se mueve paralelamente hacia arriba

(4) indica que la curva se mueve paralelamente hacia abajo, lo cual es causado por la disminución en la presión de la formación. La pendiente sin cambios indica que. la capacidad de absorción de agua no ha cambiado (Figura 7-10).

Durante la inyección de agua normal, generalmente solo se mide todo el volumen de inyección de agua del pozo.

Los datos de la prueba de estratificación reciente se pueden utilizar para ordenar la curva indicadora de estratificación, obtener el volumen de absorción de agua de cada capa y el volumen de inyección de agua de todo el pozo bajo la presión de inyección de agua normal reciente, calcular el volumen relativo de inyección de agua de cada capa. y luego proporcione el volumen de inyección de agua medido actualmente de todo el pozo asignado a cada segmento de capa.

5. Tecnología de inyección de agua La inyección de agua desde pozos de inyección de agua en capas de petróleo específicas con alta calidad y cantidad es el contenido principal de la tecnología de inyección de agua. El sistema de inyección de agua para yacimientos petrolíferos incluye el sistema de suministro de agua para yacimientos petrolíferos, el sistema de inyección de agua en superficie para yacimientos petrolíferos, el sistema de flujo de pozo y el sistema de flujo de yacimiento.

1. Sistema de inyección El sistema de inyección incluye el sistema de inyección de agua superficial del campo petrolífero y el sistema de flujo del pozo. Consta de una estación de inyección de agua, sala de distribución de agua, boca de pozo, sarta de tuberías subterráneas de distribución de agua y red de tuberías correspondiente.

Algunos pozos son pozos de inyección de agua perforados específicamente para la inyección de agua, y la tentación de convertir pozos de bajo rendimiento, pozos de petróleo con corte de agua extra alto y pozos marginales en pozos de inyección de agua también es muy fuerte. El equipo de boca de pozo de inyección de agua es un árbol de Navidad para inyección de agua. Es mejor mantener la estructura subterránea simple, ya que generalmente solo requiere una sarta de tuberías y un empacador. Múltiples pozos de inyección de agua forman un grupo de pozos de inyección de agua y el volumen de agua se distribuye entre las salas de distribución de agua. Se puede agregar una bomba de refuerzo y un dispositivo de filtrado a la boca del pozo o a la sala de distribución de agua, y cada pozo de inyección de agua generalmente se mide en la sala de distribución de agua.

La estación de inyección de agua es el núcleo del sistema de inyección de agua. El proceso básico en la estación es: agua que ingresa a la estación → medición → tratamiento de calidad del agua → tanque de almacenamiento de agua → bombeo. El tanque de almacenamiento de agua tiene las funciones de almacenamiento de agua, amortiguación de presión y separación. Las estaciones de inyección de agua pueden distribuir agua a pozos individuales o salas de distribución. El diámetro y la longitud de la red de tuberías de inyección de agua afectan directamente el costo de la inyección de agua.

2. Inyección de agua en capas El núcleo de la inyección de agua en capas es controlar la absorción de agua de la capa de alta permeabilidad, fortalecer la absorción de agua de las capas de permeabilidad media y baja, hacer que el agua inyectada avance de manera uniforme y Evitar la intrusión de una sola capa. Las sartas de tuberías de fondo de pozo incluyen sartas de tuberías fijas de distribución de agua (Figura 7-11), sartas de tuberías de distribución de agua móviles y sartas de tuberías de distribución de agua excéntricas. El distribuidor de agua genera una cierta diferencia de presión de estrangulamiento para controlar el volumen de inyección de agua de cada capa. El núcleo de la distribución de agua estratificada es seleccionar la boquilla de agua subterránea y utilizar el tamaño de la boquilla de distribución de agua y la pérdida de estrangulamiento de la boquilla de distribución de agua para ajustar el volumen de distribución de agua de cada capa, a fin de lograr el propósito de la distribución de agua estratificada. distribución de agua.

Figura 7-11 Cadena de tuberías fijas de distribución de agua

3. Medidas del proceso de inyección de agua Después de que la capa de aceite entra en el período de contenido de agua medio-alto, contradicciones planas, contradicciones entre capas y Las contradicciones dentro de las capas se vuelven cada vez más prominentes. En campos petroleros heterogéneos, las diferencias de propiedades hacen que la capacidad de absorción de agua de cada capa varíe mucho, y el perfil de absorción de agua de los pozos de inyección de agua es extremadamente desigual. La capa de alta permeabilidad con grietas absorbe mucha agua y el pozo de petróleo produce mucho agua. La capa de permeabilidad media y baja absorbe muy poca agua y la presión de la formación cae rápidamente, lo que dificulta la producción del pozo de petróleo; . Es necesario ajustar el taponamiento de la capa de alta permeabilidad para reducir la capacidad de absorción de agua para transformar la capa de baja permeabilidad para reducir la resistencia al flujo; Por lo tanto, mejorar el perfil de absorción de agua y lograr el equilibrio de absorción de agua puede aumentar el coeficiente de barrido del volumen de agua inyectada.

La inyección de agua sobrealimentada es una medida tecnológica para aumentar la presión de inyección en el fondo del pozo. La alta presión provoca pequeñas grietas en la formación, flujo en poros pequeños y absorción de agua en capas de baja permeabilidad. Aumentar adecuadamente la presión de inyección puede aumentar uniformemente la capacidad de absorción de agua de cada capa.

La presurización de la boquilla de agua por pulsos hace que el flujo de agua pulse mucho para formar un chorro de agua de alta frecuencia. Los pulsos de presión de alta frecuencia pueden aflojar y desprender los contaminantes en el área cercana al pozo; dispersar partículas sólidas y gotas de líquido heterogéneas para evitar obstrucciones, eliminar obstrucciones y aumentar la inyección. El grifo de pulso tiene una gran aplicabilidad para la presurización. No necesita cambiar el proceso de prueba y distribución de agua original y no aumenta la inversión.

La inyección periódica de agua también se denomina inyección de agua intermitente o inyección de agua inestable. La cantidad de inyección de agua y la presión de inyección cambian periódicamente para formar un estado inestable, provocando un intercambio mutuo de líquidos entre capas de diferente permeabilidad o entre fracturas y lecho de roca. Cuanto mayor sea la diferencia de permeabilidad, mayor será la capacidad de intercambio de líquido y mejor será el efecto. Este método puede reducir el contenido de humedad integral.

Existen tres tipos de métodos de ajuste de taponamiento: el método mecánico consiste en utilizar empacadores para bloquear secciones con una absorción de agua extremadamente alta o perforaciones que limitan el flujo; el método físico consiste en utilizar partículas sólidas, aceite pesado o espuma; para bloquear secciones de alta permeabilidad. Los métodos químicos son los más utilizados en la obra y sus mecanismos de acción son diferentes. Para satisfacer las necesidades de los diferentes pozos de inyección de agua, constantemente surgen diversas tecnologías de control de perfiles.

El agua inyectada con baja salinidad romperá el equilibrio relativo original de la formación, provocando que la arcilla se hidrate y se expanda. La inyección de agua con gradiente de salinidad consiste en reducir gradualmente la salinidad del agua inyectada. Cuanto menor sea el gradiente, menor será el impacto sobre los minerales arcillosos y menor será el daño a la formación.

Un fuerte tratamiento magnético puede cambiar las propiedades del agua inyectada, inhibir la expansión de la arcilla y tener efectos antical muy evidentes. También se pueden inyectar babosas de agente antihinchamiento para inhibir la expansión por hidratación de la arcilla.

La aplicación integral de la tecnología antihinchazón de arcilla puede aumentar la absorción de agua, reducir la presión de inyección y mejorar en gran medida el efecto del tratamiento. Diversas medidas del proceso de inyección de agua tienen su adaptabilidad específica. El desarrollo continuo de nuevas tecnologías de procesos de inyección de agua seguirá mejorando la eficacia de la inyección de agua en los campos petroleros en desarrollo.